2
月
9
日，国家发展改革委、国家能源局
联合发布
《
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
》，明确将按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，全面深化新能源上网电价市场化改革，建立健全支持新能源高质量发展的价格机制，支持新能源企业全面参与电力市场竞争。
政策在“两机制、两衔接”方面，实现了制度创新。
一是创新引入“机制电价”并实施差价结算，
市场交易均价低于或高于机制电价的部分，开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，不仅为新能源全电量入市提供基础，同时也为新能源收益波动提供了有效缓冲。
二是创新引入竞价机制
，增量项目的“机制电价”由发电企业申报后的边际价格确定，通过市场方式形成激励约束相容效果，合理限制结算价格水平。
三是创新实现补贴政策衔接
，对处于全生命周期合理利用小时数以内的新能源项目，先价补分离、后差价结算，有利于稳定受补贴项目收益水平。
四是创新实现与市场制度衔接
，明确限定新老机组按“机制电价”差价结算的执行期限，最大程度鼓励新能源参与市场竞价，发挥市场配置作用。
政策出台将有利于促进全国统一电力市场建设，发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好服务新能源高质量发展。
体现在以下三个方面：
一是深化新能源上网电价市场化改革将有力推动各类优先发电稳步进入市场。
近年来我国持续推进电价市场化改革，2021年国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（1439号文），全面推动燃煤发电机组和工商业用户进入市场，拉开了我国电价市场化改革的序幕。在“双碳”目标驱动下，我国风光新能源快速发展，逐渐成长为我国能源电力供应的主力电源，截至2024年底我国新能源装机达到14.1亿千瓦，占比达到40%以上，首次超过火电装机规模。高比例新能源下，优先发电装机规模和电量占比不断提高，导致发用两侧市场化电力电量难以有效匹配，产生较大的不平衡资金，亟须加快以新能源为主的优先发电稳步入市进程。此次深化新能源上网电价市场化改革，将全面推动新能源进入市场，进一步增强新能源与用户之间的互动，也将为下一步水电、核电等优先发电进入市场提供参考。
二是深化新能源上网电价市场化改革将有力推动调节性资源加快建设。
随着新能源装机的快速增长，新能源的随机性、间歇性、波动性对电力系统运行方式带来了较大冲击，传统煤电机组利用小时不断下降并逐步向调节性电源转型。但“十四五”以来我国新能源装机年均增长25%，远高于抽蓄电站、煤电灵活性改造的增速，电力系统调节能力不足的问题逐步凸显。此次深化新能源上网电价市场化改革，新能源全面进入市场后，结合电力现货市场加快建设，市场价格信号将充分反映系统运行边际成本，进一步拉大现货峰谷价差，为发用两侧各类调节性资源提供更多效益空间，从而促进调节性资源加快建设。
三是深化新能源上网电价市场化改革将有力推动全国统一电力市场建设。
新能源是电力市场建设的重要拼图，在差价结算机制保障下，新能源可充分运用低边际成本优势，全面参与中长期交易与现货交易，多层级参与省间、省内两级电力市场，突破电力资源配置的时空局限，推动新能源在更大范围的消纳与资源优化配置。同时，新能源入市后电能量市场价格将真实反映发电成本与供需关系，为辅助服务价值、容量价值的独立反映提供基础，有助于加快辅助服务市场和容量市场建设，逐步构建反映电能量、容量、辅助服务等多元价值的市场化价格体系，促进各交易品种在时序、价格、交易及结算等方面有效衔接，实现中长期、现货、辅助服务及容量市场的联合运营。
新能源上网电价市场化改革是继煤电全面入市后，我国电力市场化改革又一项重要举措。
