2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》）。据悉，此次改革主要内容有三个方面，一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策。国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。

存量和增量分类施策

根据《通知》，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

同时，《通知》提出，完善现货市场交易和价格机制，以及健全中长期市场交易和价格机制。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

《通知》进一步明确，建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，以及区分存量和增量项目分类施策。

据国家发展改革委、国家能源局有关负责人介绍，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。

为此，《通知》提出，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。

此外，为平衡好新老项目关系，在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。据悉，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。

对居民电价水平没有影响

数据显示，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了条件。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，深化新能源上网电价市场化改革是在电力领域推出的重大改革措施，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，将对电力行业带来深远影响。

中国信息协会常务理事、国研新经济研究院创始院长朱克力对北京商报记者表示，市场化电价能够引导资本流向更高效、更环保的新能源项目，加速技术创新与产业升级。将促进新能源行业的健康可持续发展，降低对补贴的依赖，提高行业整体竞争力。特别是风电、光伏等新能源产业链，将迎来更加广阔的发展空间，带动设备制造、运维服务等相关产业的协同发展。此外，还有助于优化能源结构，推动绿色低碳转型，为实现“双碳”目标提供有力支撑。

值得注意的是，国家发展改革委、国家能源局有关负责人介绍，此次改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

北京市政协人口资源环境与建设委员会委员相均泳指出，本次改革最重要的影响还是在电力行业本身，新能源上网电价全面由市场形成，有利于形成真实的市场价格，更好地反映供需关系，通过市场来调节新能源项目的投资和建设，促进电力资源高效配置，推动新能源行业健康可持续发展。