2月9日，国家发展改革委、国家能源（850101）局联合发布了《关于深化新能源（850101）上网电价市场化改革促进新能源（850101）高质量发展的通知》(下称《通知》)。

截至2024年底，新能源发电（884150）装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力（562350）总装机规模40%以上，超过煤电装机。国家发展改革委有关负责人指出，随着新能源（850101）大规模发展，新能源（850101）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（562350）系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源（850101）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。

因此，《通知》提出，要推动风电（885641）、太阳能发电等新能源（850101）上网电量全部进入电力（562350）市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源（850101）可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。

“多退少补”稳预期

“建立新能源（001258）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。”国家发展改革委有关负责人进一步解释称。

新能源发电（884150）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（562350）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（850101）实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源（850101）可持续发展。

“通过‘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（850101）发展较好的国家通常采取类似做法。”该负责人表示。

此次《通知》还区分存量和增量项目进行分类施策。具体来看，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（850101）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、农业用户电价没有影响

深化新能源（850101）上网电价市场化改革，这对终端用户电价会有哪些影响？国家发展改革委有关负责人回应指出，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（562350）供需宽松、新能源（850101）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（562350）供需、新能源（850101）发展等情况波动。

对整个电力（562350）行业而言，这项改革则有利于推动新能源（850101）行业高质量发展、促进新型电力（562350）系统建设、加快建设全国统一电力（562350）市场。

前述负责人表示，新能源（850101）入市交易后，将公平承担电力（562350）系统调节成本，各类电源在电力（562350）系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源（850101）与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力（562350）系统。同时，新能源（850101）与煤电等一样进入电力（562350）市场、上网电价均由市场形成，电力（562350）市场化交易进一步扩围，同时各地电力（562350）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（562350）市场建设。

责编：万健祎

校对：高源