新能源上网电价市场化改革，如何促进能源高质量发展？

近日，为积极响应党的二十届三中全会关于深化能源价格改革的号召，并充分发挥市场在资源配置中的核心作用，国家发展改革委与国家能源局携手发布了《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》（发改价格〔2025〕136号）。此举措旨在推动新能源产业的蓬勃发展，加速能源结构的绿色低碳转型。针对此次改革的核心要点及影响，记者对国家发展改革委与国家能源局的相关负责人进行了深入采访。

采访中，相关负责人表示，自2009年以来，国家已出台多项支持性政策，涵盖了价格、财政及产业等多个方面，极大地促进了风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展。截至2024年底，新能源发电装机规模已达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，成功超越了煤电装机规模。然而，随着新能源大规模的发展，原有的固定上网电价机制已难以充分反映市场供求关系，且未能公平承担电力系统调节责任，因此，深化新能源上网电价市场化改革显得尤为迫切。

改革的核心思路在于推动新能源上网电量全面进入市场，由市场机制形成上网电价，并建立可持续发展的价格结算机制。具体而言，改革主要包括三大方面：首先，新能源项目上网电量原则上需全部进入电力市场，上网电价通过市场交易确定；其次，建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，对纳入机制的电量，在结算环节按机制电价进行结算；最后，区分存量和增量项目，分类施策，确保改革的平稳过渡。

针对建立新能源可持续发展价格结算机制的必要性，相关负责人解释称，由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，全面参与市场交易后，其发电出力与市场需求之间存在不匹配，导致新能源实际可获得的收入大幅波动，不利于行业的可持续发展。因此，方案提出建立差价结算机制，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时则扣除差价，以此确保新能源企业有合理稳定的收益预期。

在区分存量和增量项目的分类施策方面，改革方案以2025年6月1日为节点，对存量项目通过差价结算实现与现行政策的衔接，对增量项目则纳入机制电量规模，并根据各地新能源发展目标完成情况动态调整，机制电价由市场化竞价确定。这一安排旨在平衡新老项目的利益关系，确保改革的平稳推进。

对于此次改革对终端用户电价水平的影响，相关负责人表示，居民和农业用户电价水平将不受影响，仍执行现行目录销售电价政策。而工商业用户电价预计总体持平，但在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能会有所下降。未来，工商业用户电价将随电力供需和新能源发展情况波动。

此次深化新能源上网电价市场化改革，不仅标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出了关键步伐，还将对电力行业产生深远影响。一方面，有助于推动新能源行业高质量发展，形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置；另一方面，有利于促进新型电力系统建设，引导新能源与调节电源、电网协调发展；同时，也有利于加快建设全国统一电力市场，推动电力市场化交易进一步扩围。

为确保改革方案的有效实施，国家发展改革委与国家能源局将指导各地制定具体方案，并允许地方根据自身情况确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。同时，还将强化政策协同，做好跟踪评估，不断优化政策实施，以助力新能源产业的持续健康发展。