繼2021年燃煤發電上網電價市場化改革后，發電側電價改革再迎重磅政策。澎湃新聞獲悉，國家發改委、國家能源局近日聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（下稱《通知》），提出按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的思路，深化新能源上網電價市場化改革。

《通知》稱，推動風電、太陽能發電等新能源上網電量全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成；同步建立支持新能源可持續發展的價格結算機制，區分存量和增量項目分類施策，促進行業高質量發展。

深化新能源上網電價市場化改革正當其時。自2006年《可再生能源法》實施以來，我國建立了風電、光伏發電等新能源發電標桿電價制度，并形成“燃煤標桿電價+國家/地方財政補貼”的固定上網電價機制及資金補貼制度，后隨著技術進步和成本快速下降補貼逐步退坡。價格、財政、產業等支持性政策促成了新能源行業的跨越式發展，截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。

硬幣的另一面是隨機性、間歇性、波動性的新能源大規模并網帶來的新難題，電力系統運行面臨保供應、促消納雙重挑戰。國家發改委、國家能源局相關負責人在答記者問中表示，隨著新能源大規模發展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發揮市場機制作用，促進行業高質量發展。當前，新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也為新能源全面參與市場創造了條件。

告別“旱澇保收”和政府定價、新能源全面入市勢在必行，對此業內早有預期。但入市意味著新能源的價格波動、收入波動加劇。要護航新能源長遠發展、保障企業的合理收益不光靠市場，還依托于配套政策支持。多位業內人士對澎湃新聞表示，《通知》設計的新能源可持續發展價格結算機制既妥善銜接新老政策，又穩定行業發展預期，為新能源參與市場后的收益提供了保障。

新能源全面入市細節敲定

新能源入市是我國電力市場化改革的既定內容。2022年1月，國家發改委、國家能源局印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2030年實現新能源全面參與市場交易的總體目標。此后，新能源入市步伐顯著加快。在全國性文件出臺之前，已有多個新能源大省吹響入市“集結號”。

根據《通知》，本次改革主要內容有三方面：一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環節建立可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算。三是區分存量和增量項目分類施策。存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，增量項目的機制電價通過市場化競價方式確定。

據澎湃新聞了解，入市的新老劃段和分類施策是業內關注的焦點。《通知》明確，存量項目和增量項目以2025年6月1日為節點劃分。

其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。

“這種老項目老辦法、新項目新辦法的安排，能夠在保持存量項目平穩運營的同時，通過市場化方式確定增量項目的機制電價，有利于更好發揮市場作用。”國家發改委、國家能源局相關負責人解釋稱，新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著技術進步、造價持續降低，新老項目經營成本差異較大，改革需要平衡好新老項目關系。在充分聽取各方面意見建議基礎上，改革方案提出在實施新能源可持續發展價格結算機制時，區分存量和增量，實行不同的政策。

相關負責人同時表示，這項改革對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區可能略有下降，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。

對于此次改革之于電力行業的影響，上述負責人稱，一是有利于推動新能源行業高質量發展。新能源上網電價全面由市場形成，存量增量分類實施支持措施，有利于形成真實的市場價格，促進電力資源高效配置，引導新能源行業健康有序發展。二是有利于促進新型電力系統建設。新能源入市交易后，將公平承擔電力系統調節成本，各類電源在電力系統中的價值將得到更充分體現，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展，助力構建更加高效協同的新型電力系統。三是有利于加快建設全國統一電力市場。改革后，新能源與煤電等一樣進入電力市場、上網電價均由市場形成，電力市場化交易進一步擴圍，同時各地電力市場規則將按照國家要求相應完善，能夠極大促進全國統一電力市場建設。

電力規劃設計總院程晨璐等人撰文稱，在能源低碳轉型關鍵期、電力市場化改革深化期、新型電力系統建設起步期“三期疊加”的大背景下，改革完善新能源發電上網電價機制，是對新能源電價管理方式變革的必然要求。《通知》的出臺，通過市場化方式確保新型電力系統投入產出的“高性價比”，有利于促進新能源持續健康發展。

護航新能源長遠發展，首創可持續發展價格機制

對于新能源發電企業來說，入市同時帶來“價”“量”挑戰。

加入電力現貨市場之前，新能源在全額保障性收購制度下可以享受保量保價政策，即電量優先消納，電價享受政府定價，大部分存量項目還享受補貼，有穩定的收益預期。市場環境下，這一情景不復存在。針對入市引發的市場價格波動風險和投資不確定性，出臺新的支持政策對于穩定行業發展預期而言十分必要。

為此，《通知》首次提出建立可持續發展價格機制合理保障新能源收益：新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平、電量規模、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。

這一機制的設計，類似于國際上的政府授權差價合約。根據他國實踐經驗，差價合約是兼顧新能源參與電力市場和保障一定收益的可行機制。

國家發改委、國家能源局相關負責人對此解釋稱，新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發電集中在午間，全面參與市場交易后，午間電力供應大幅增加、價格明顯降低，晚高峰電價較高時段又幾乎沒有發電出力，新能源實際可獲得的收入可能大幅波動，不利于新能源可持續發展。為解決這個問題，經反復研究，方案提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。通過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業能夠有合理穩定的預期，從而促進行業平穩健康發展，助力“雙碳”目標的實現。從國外情況看，新能源發展較好的國家通常采取類似做法。

國家能源集團技術經濟研究院專家柴瑋認為，該機制的推出，相當于為新能源參與市場后的收益“上保險”，即無論新能源在電力市場中得到的電價是多少，納入該機制范圍的電量都將按照機制電價水平進行差價結算。此項措施的推出，既會理順電力市場的價格形成機制，同時也可以很好地解決新能源參與市場后獲得合理收益的問題，為其免除“后顧之憂”。“場外保障”是國際通行的政策市場化執行方式，優點在于產業政策成本易于量化、不損害其他主體的經濟利益。

近兩年來，山東、山西現貨市場在新能源出力高峰期出現的持續低電價甚至負電價一度引發熱議。2023年十一假期，山東電網日前、現貨交易價格再次出現負電價，即市場中的電力價格低于零元，發電企業不僅不能靠賣電掙錢，還需支付一定費用給電網或用電方，以出售電力。負電價的出現，正是電力市場這只“看不見的手”在優化資源配置。

有券商分析人士對澎湃新聞說，新能源大規模入市的最大挑戰在于現貨交易的電價波動，但相應的保底托底政策將緩解新能源企業的入市“陣痛”。 

“情理之中，意料之內，涉及之廣、影響之大。”入市新政出爐后，山東省太陽能協會常務副會長兼秘書長張曉斌對澎湃新聞表示，《通知》的具體內容符合預期，文件明確了新能源全電量無差別參與電力市場交易，包括今后自然人安裝的屋頂光伏電站，影響還是挺大的。

他提醒稱，6月1日并非新政全面啟動實施的節點。能源主管部門在《通知》中強調，允許地方因地制宜確定實施時間。考慮到不同地方新能源發展狀況不一、電力市場情況不同，由各地按照國家政策制定具體方案，自行確定實施時間，但最遲不晚于2025年底。也就是說，政策鼓勵各地“量體裁衣”，各省級價格主管部門需會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體方案，在年底前出臺并實施。

張曉斌認為，該文件最核心的內容在于機制電價和機制電量。機制電量由各省年度非水電可再生能源電力消納權重指標確定，機制電價相當于一個新的“標桿電價”，超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模面臨減少。