近日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》），
明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。
新能源电价市场化改革的呼声已持续很长时间。《通知》要求各地在2025年底前出台并实施具体方案，明确新能源上网电价全面市场化的时间表和路线图。
为什么说新能源全面入市是构建新型电力系统的重要支撑？从发电企业的视角来看，新能源入市面临哪些挑战？新能源大规模入市的最大挑战在于现货交易的电价波动，哪些相应的保底托底政策缓解了新能源企业入市的“阵痛”？
自2006年《中华人民共和国可再生能源法》实施以来，我国建立了风电、光伏发电等新能源发电标杆电价制度，并形成“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的固定上网电价机制及资金补贴制度，后随着技术进步和成本快速下降，补贴逐步退坡。
原有的固定电价机制已难以适应行业发展需求。
清华四川能源互联网研究院杨迎等专家分析，若新能源不全面参与电力市场交易，将导致市场信号不完整，储能等灵活性资源的投资回报机制将长期依赖行政指令或补贴，利用率低，虚拟电厂缺乏常态化运营的商业模式，难以可持续发展。
“建设电力现货市场旨在通过市场机制发现价格信号，进而引导资源配置。
”香港中文大学（深圳）理工学院教授、深圳高等金融研究院能源市场与能源金融实验室主任赵俊华表示。
上海申能新能源投资有限公司曹安国分析，当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。
国家能源局相关负责人表示，固定电价无法充分反映市场供求关系，也未能公平承担电力系统调节责任，导致新能源消纳矛盾日益突出，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。
如此看来，新能源全面入市，告别“旱涝保收”和政府定价，对此业内早有预期，各方面的条件也已经逐渐成熟。
入市意味着新能源的价格波动、收入波动加剧。要护航新能源长远发展、保障企业的合理收益不光靠市场，还依托于配套政策支持。
如何稳步推进新能源入市？此前，中国华电集团市场营销部副主任张东民分析，从发电企业的视角来看，新能源入市面临着“价”和“量”的挑战。入市以后新能源的消纳量没有明显的变化，但价格有明显的下降。新能源降价是利益再分配的过程。新能源的价格下降以后，一方面让利给用户，另一方面新能源系统调节成本高，入市消纳需要调峰调频保障，因此让利给调节资源提供者也是合理的。在这一过程中，如何平衡各类主体的利益，确保“谁服务、谁获利，谁受益、谁承担”，是政策制定时应该关注的重点。
另外，新能源入市与其快速发展密不可分，但这也会带来一系列问题，例如局部地区特定时段“电力供大于求”等。
近两年，我国某些省份现货市场在新能源出力高峰期出现的持续低电价甚至负电价一度引发热议，发电企业不仅不能靠卖电挣钱，还需支付一定费用给电网或用电方，以出售电力。
从新能源发电企业的角度，希望入市后电价降幅不要过大，以免影响到新能源的可持续发展。
为此，《通知》首次提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益：
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、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。
也就是说，新能源全面入市后，新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成
市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用
。
这一机制的设计，类似于国际上的政府授权差价合约。根据他国实践经验，差价合约是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制。
国家发展改革委、国家能源局相关负责人对此解释称，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。为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，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。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。
“场外保障”是国际通行的政策市场化执行方式，优点在于产业政策成本易于量化、不损害其他主体的经济利益。
具体而言，市场外差价结算“多退少补”机制是指新能源发电企业参与电力市场交易后，若实际交易价格高于政府规定的基准电价，高出部分将由电网企业退还给发电企业；若实际交易价格低于基准电价，差额部分将由发电企业补足。这一机制既保障了新能源发电企业的基本收益，又通过市场化手段实现了电价的合理定价。
鹿山新材董秘唐小军表示，《通知》传递了国家坚定发展新能源产业的积极信号。从产业影响上来看，改革落实后，光伏电站有望在白天的用电高峰期，尤其是夏季用电负荷峰值时期获得溢价收入，这有利于激发投资者投建光伏电站的积极性。从配额走向市场化交易后，西部地区“弃风弃光”现象有望进一步减少。
一是首次明确新能源全电量无差别参与电力市场交易
，这意味着，我国新能源项目的全部上网电量都要参与电力市场交易，新能源从此正式告别政府定价，实现与传统能源在电力市场同等权利。
二是首次提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益
，这意味着可以解决新能源参与市场后获得合理收益的问题，为其免除“后顾之忧”；通过新老划断，对于机制电价的实施进行存量增量项目区分，有效解决新老新能源项目的收益交叉补贴问题。
三
是强调纳入机制电量不重复获得绿证收益
，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，推动新能源项目健康有序发展。
其中，入市的新老划段和分类施策是业内关注的焦点。《通知》明确，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。
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。”国家发展改革委、国家能源局相关负责人解释称，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，改革需要平衡好新老项目关系。在充分听取各方面意见建议基础上，改革方案提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。
相关负责人同时表示，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。
华能集团能源研究院副院长陈大宇表示，新能源全量入市后，由于存量项目采用电力市场电价加场外差价结算机制，用户支付的总费用没有变化，但对于增量新能源项目提高了投资效率，用户支付的费用可能有所下降。
