21世纪经济报道记者 缴翼飞 北京报道
2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于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》），对新能源上网电价进行三方面改革。
一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目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。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
国家能源局相关负责人表示，本次改革有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，电力市场化交易也将进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。
新能源上网电价市场化改革迫在眉睫
国家能源局数据显示，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。
而中电联发布的《2024—2025年度全国电力供需形势分析预测报告》预计，2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模超过3亿千瓦。2025年太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，部分地区新能源消纳压力凸显。
国家能源局相关负责人表示，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。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，也为新能源全面参与市场创造了条件。
早在去年底召开的全国能源工作会议就已经明确，2025年将加快构建适应新型能源体系的体制机制，初步建成全国统一电力市场。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉21世纪经济报道记者，面对未来能源需求迅速增长和供给不稳定性日益提升的供需双重挑战，推进能源市场化改革以适应新的供需形势，具有强烈的紧迫性。通过改革加快建设全国统一市场是重要抓手之一。
中国电力企业联合会监事长潘跃龙此前也在《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布会上指出，当前一项重点工作就是统筹新能源入市节奏和规模。2025年前，新能源市场化消纳占比超过50%；2029年前，实现新能源全面参与市场。稳妥推进水电、核电和分布式新能源市场化步伐，在保障能源安全的基础上按需入市。
对此，《通知》明确，将坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
林伯强提醒，目前电力市场与碳市场协同机制尚不完善，电力市场与减排政策未能有效融合，导致碳减排成本难以传导给电价。尽管政府已出台了政策支持绿电绿证交易，但现有绿电绿证交易平台的影响力有限，交易量与市场流动性均存在改进空间。
《通知》也提出，将不断完善中长期市场交易规则，完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
建立新能源可持续发展价格结算机制
在推动新能源全面参与市场的同时，本次改革还有一项重要举措就是“建立新能源可持续发展价格结算机制”。
《通知》提出，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
国家能源局上述负责人解释，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。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。
不过，新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大。
分类施策应该如何推进？国家能源局上述负责人指出，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。
“这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。”该负责人说。
需要注意的是，本次政策对居民、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。按照国家能源局的测算，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。
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