21世纪经济报道记者 周潇枭 北京报道 近日，国家发展改革委、国家能源局联合对外发布《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》（下文简称“《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。
为了促进行业平稳健康发展、推动政策统筹协调等，《通知》明确在新能源参与电力市场交易后，在市场外引入“多退少补”的差价结算方式，同时对存量和增量项目分类施策。
具体而言，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。
业内普遍认为，这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，发电侧电价改革的又一重磅新政。随着新能源发电全面市场化的推进，后续生物质、地热等发电项目也可参照该方式市场化。
国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，深化新能源上网电价市场化改革，有助于充分反映市场供求，利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置；推动新能源入市交易，有助于其公平承担电力系统调节成本，促进新能源与调节电源、电网协调发展；新能源上网电量全部纳入电力市场，将推动电力市场交易进一步扩围，促进全国统一电力市场建设。
从政府定价到全面市场化定价
《通知》明确指出，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。
我国高度重视风电、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，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。
我国新能源上网电价最初实行“标杆电价”，后来财政补贴逐渐退坡，再后来新建项目逐渐引入市场化机制。目前，随着我国新能源大规模发展，亟需深化新能源上网电价市场化改革。
自2006年“可再生能源法”实施以来，我国逐步建立了风电、光伏发电等新能源发电标杆电价制度，并通过实施财政补贴构成了“燃煤标杆电价+财政补贴”的固定上网电价机制及资金补贴制度。自2016年开始，随着新能源发电技术进步和造价成本快速下降，标杆电价的补贴逐渐退坡，进入平价上网阶段，后来新建项目逐渐引入市场化机制。
国家能源局数据显示，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%。
中国宏观经济研究院市场与价格研究所研究员杨娟对21世纪经济报道记者表示，我国从2009年、2011年开始分别对陆上风电、光伏发电实行标杆上网电价政策。2016年1月1日起正式实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价退坡政策，2019年调整为指导价加竞争性招标确定上网电价的机制。2021年开始，新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行；新建项目也可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。近年来，随着各地电力市场的推进，不同程度地推动新能源入市，通过市场形成价格。此次深化上网电价市场化改革，扩大电力交易范围，旨在更好发挥市场调节资源作用，提高电力系统调节能力，促进新能源消纳利用，促进新型电力系统建设。
国家能源集团技术经济研究院科研发展部副主任柴玮对21世纪经济报道记者表示，从2020年开始，随着新能源发电技术的进步，风电、光伏造价较过去十年降低了50%，特别是进入“十四五”以来，陆上风电项目呈现单机容量增大、单位投资成本大幅降低的态势。在此次改革文件出台前，全国新能源上网电价参与市场化交易比例已超50%，价格机制逐步由政府定价方式向市场化方式过渡。新能源电量全面入市后，将实现发电侧80%左右的装机容量、接近80%的发电量、用户侧80%左右的用电量进入市场。“三个80%”的实现，表明我国绝大多数电量真正入市，标志着我国发用电计划和价格市场化取得质的飞跃，将推动电力市场建设进入“快车道”，为建设全国统一电力市场奠定坚实基础。
以机制电价“差价结算”稳定预期
《通知》明确，建立新能源可持续发展价格结算机制。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（简称“机制电价”）、电量规模、执行期限等由省级相关部门确定。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。
国家发展改革委、国家能源局有关负责人表示，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。因此，改革方案明确，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。
以机制电价结算时，此次改革还注重区分存量和增量项目，实行不同的政策。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下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定，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、国家能源局有关负责人表示，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。
柴玮表示，这种老项目老办法、新项目新办法的安排，主要考虑政策的延续性。纳入机制电量范围的按照机制电价进行差价结算，相当于给新能源项目的收益“上保险”，一方面给予新能源投资较为稳定的预期，另一方面也引导增量新能源项目的规划投资与市场更好的衔接。尤值一提的是，增量项目建立竞价机制，改变了新能源发展过程中“捡到篮子都是菜”的低水平发展方式，将新能源竞争直接拓展到规划、建设阶段，要求投资主体精打细算决策投资类型、接入位置等，把全部投资都用在和零碳电力直接相关的方向上，以期促进新能源产业的高质量发展。
杨娟表示，机制电价的确定和差价结算的设计充分引入了竞争机制，可对新能源企业形成正向激励，促进效率提升。比如增量项目机制电价通过竞价形成，可及时反映技术进步带来的成本下降，通过竞争机制促进新能源高质量发展；在差价结算环节引入“对标”，即按同类项目市场交易均价而非单个机组市场价格进行差价结算，意味着效率越高、效用越高的机组可获得更高收入，反之亦然。
对终端用户电价有何影响？
近年来，随着新能源产业大规模发展，部分地区分布式光伏大量接入造成变电器反向送电，部分省份新能源电力消纳压力加大，部分省份日前和现货市场出现“负电价”。
这次深化新能源上网电价市场化改革，对终端用户电价有什么影响？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。
杨娟表示，现货市场细分了交易时段，一天96个时段，局部时段“负电价”反映了特定时段的电力供需关系。新能源上网电量全面入市，有利于反映合理的细分时段的供需关系和峰谷价差，但就平均电价而言，由于总体电力供需关系并未改变，因此基本不受影响。
柴玮表示，由于新能源固有的出力特性，以及边际成本低的特点，在新能源出力大、电力负荷较低的时段，电能量市场价格出现“零价”、甚至“负价”都是很正常的现象，这并不代表发电企业在这个时刻一定是“赔钱发电”，因为发电企业的收益还要考虑中长期交易等。此次改革文件印发后，新能源全面入市，对于终端用户电价水平近期不会有显著影响。批发侧电价会随着新能源出力情况、电力供需情况而波动，新能源占比高的地区波动会更大，出现“零价”或“负价”的概率也会增加，而这样的价格空间，也为储能带来更广阔的发展机遇。
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