新能源上网电价市场化改革，如何推动行业高质量发展？

近日，国家发展改革委与国家能源局携手发布了一项旨在深化新能源上网电价市场化改革的通知，文件编号为发改价格〔2025〕136号。这一举措积极响应了党的二十届三中全会对能源价格机制改革的号召，旨在通过市场机制推动新能源行业的健康发展，并加速能源领域的绿色低碳转型。

自2009年起，国家对风电、太阳能发电等新能源给予了多方面的政策支持，推动了行业的迅速成长。至2024年底，新能源发电装机容量已达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机容量的40%以上，超越了煤电装机规模。然而，随着新能源发电规模的不断扩大，原有的固定上网电价模式逐渐显现出与市场供求不匹配、调节责任承担不均等问题，亟需通过市场化改革来解决。

改革的核心在于推动新能源上网电量全面进入市场，上网电价由市场竞争决定。具体改革措施包含三个方面：首先，新能源项目上网电量原则上将全部参与电力市场交易，上网电价通过市场竞价形成。其次，建立新能源可持续发展价格结算机制，确保新能源企业在市场波动中能够获得稳定的收入预期。最后，改革方案对存量项目和增量项目采取分类施策，以2025年6月1日为分界点，存量项目与现行政策衔接，增量项目则通过市场化竞价确定电价。

新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，特别是在光伏发电的高峰时段，电力供应大幅增加，价格却相应降低，而在需求高峰时段，新能源发电出力几乎为零，这导致新能源企业的收入存在大幅波动。为解决这一问题，改革方案提出了建立新能源可持续发展价格结算机制，当市场交易价格低于机制电价时，给予新能源企业差价补偿；高于机制电价时，则扣除差价。这种“多退少补”的机制旨在为企业提供合理的收益预期，保障行业的平稳健康发展。

改革方案还充分考虑了存量项目和增量项目的差异。由于新能源项目的固定资产投资成本较高，且随着技术进步和造价降低，新老项目的经营成本存在较大差异。因此，改革方案在实施新能源可持续发展价格结算机制时，对存量项目和增量项目采取了不同的政策。存量项目将继续执行与现行政策相衔接的电价机制，而增量项目的电价则通过市场化竞价方式确定。

对于终端用户而言，此次改革对居民和农业用户的电价水平没有影响，这些用户仍将执行现行的目录销售电价政策。对于工商业用户，预计改革实施初期，全国工商业用户的平均电价将保持基本稳定，部分电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区甚至可能出现电价下降的情况。未来，工商业用户的电价将随电力供需状况和新能源发展情况而波动。

此次深化新能源上网电价市场化改革将对电力行业产生深远影响。首先，它将推动新能源行业的高质量发展，形成真实的市场价格，促进电力资源的高效配置。其次，改革将有助于促进新型电力系统的建设，使新能源公平承担电力系统调节成本，引导新能源与调节电源、电网的协调发展。最后，改革将加快全国统一电力市场的建设，使新能源与煤电等一样进入电力市场，上网电价均由市场竞争决定。

为确保改革方案的有效实施，国家发展改革委和国家能源局将指导各地制定具体实施方案，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，国家还将强化政策协同，指导各地在组织实施过程中加强与规划目标、绿证政策、市场建设等方面的协同配合，并密切跟踪市场动态，评估改革影响，及时总结改革成效，优化政策实施。