●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

　　国家发展改革委、国家能源局近日联合印发《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”），这意味着我国新能源上网电量将全面进入电力市场。

　　“此次出台的新能源电价改革政策，对构建新型电力系统和促进可再生能源发电可持续发展将起到极大推动作用。”中国产业发展促进会副秘书长兼生物质能产业分会秘书长张大勇说。

　　为什么要深化新能源上网电价市场化改革？业内人士认为，这是我国新能源发展到新阶段的需要，也是我国推动能源转型，实现绿色可持续发展的需要。

　　据国家发展改革委、国家能源局有关负责人介绍，国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展。截至2024年底，我国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。

　　但随着我国新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格已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，亟须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，我国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。

　　国家能源局副局长宋宏坤此前提供的数据显示，2024年1到10月，全国电力市场交易电量达5.08万亿千瓦时，占全社会用电量比重从2016年的17%上升到62%，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。

　　“我国新能源发电产业已实现全球领先，但真正要实现产业做强且持续健康发展，还需要将产业真正推向市场去检验，上网电价市场化就是最核心的改革。”国家发展改革委价格监测中心高级经济师刘满平说。

　　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。

　　“建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，是借鉴之前棉花目标价格改革经验，以机制价格对应目标价格，多退少补。”刘满平说，而区分存量和增量项目分类施策，循序渐进，是借鉴之前天然气价格改革经验。

　　根据这份通知，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。

　　此外，通知还明确提出，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件；享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

　　在多位受访业内人士看来，这是对此前新能源发电项目“强制配储”等不当干预电力市场行为的纠正，有利于减轻新能源企业的成本压力，也强化了新老政策之间的衔接和协同。

　　从此项改革政策的影响来看，国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，这项改革对居民、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。

　　“可以预见，新能源上网电量全面进入电力市场后，将进一步加速风光发电产业技术进步，降低行业度电成本。”张大勇说，这项改革对我国可再生能源非电利用产业发展也将起到一定促进作用，如可再生能源制氢氨醇、可再生能源供热制冷等。