新机制让全面绿色转型再进一步！深化新能源上网电价市场化改革政策解读

近日，国家发展改革委、国家能源局印发《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》），推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，对加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制起到了正向积极作用，对新能源企业乃至各类型电源和储能企业的投资和经营带来重要影响，是继煤电全面入市政策之后，上网电价市场化改革的又一重大举措。

以电价机制创新推动电力体制改革

电价机制的完善和创新是电力体制改革的核心内容。近年来，一系列电价改革政策出台，牢牢牵住了电力体制改革的牛鼻子，有力推动了能源行业竞争性环节市场化改革。

新能源上网电价历经分资源区标杆电价、补贴退坡与竞争配置、平价上网等阶段，新能源装机规模实现了高速、持续跨越式发展。然而，近年来，新能源持续注重量的增长，其发展却面临瓶颈，结构性矛盾日益突出，表现在项目收益模式对政策性上网电价的依赖性强，未公平承担系统调节责任，没有通过新能源的经济性消纳有效实现社会总福利的提高。一方面，市场期望通过新能源入市解决系统调节成本上升、价格信号无法充分反映供需关系、不平衡资金规模较大等问题；另一方面，新能源企业又担忧入市后承担巨大的价格波动风险，从而影响新能源的投资积极性。以上问题揭示出新能源尚缺乏高质量、可持续发展的内生动力，也预示着电力体制改革和电力市场建设正进入深水区。

《通知》充分把握现阶段新能源投资造价水平下降、全国统一电力市场建设取得阶段性成果的有利时机，适逢“十五五”规划谋篇契机，力图运用经济机制有效解决制约能源电力改革和发展中的深层次矛盾，为新能源可持续发展注入新动能，推动新能源从单纯注重量的发展向高质量发展的转变。

以市场之力推动构建新型电力系统

新时代能源电力高质量发展面临更高要求。近年来，我国加快构建清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的新型电力系统。《通知》充分尊重电力系统的技术经济规律，通过“中长期+现货+差价结算机制”的组合拳，助推80%左右的发电量实现市场化，体现了充分发挥市场这个无形的手优化配置电力资源的初衷。

《通知》围绕新能源项目上网电量全部进入电力市场、上网电价全面通过市场交易形成这一要义，分别从现货市场和中长期市场层面，提出了更好适应新能源参与市场交易的完善原则。同时，提出适当放宽现货市场限价，可有效促进调节性电源捕获更高的交易价格，在保障各市场主体利益均衡的同时，保证了电力有效供给，还可引导新能源通过优化出力曲线提高收益。《通知》还对提高中长期交易灵活性和流动性提出了要求，有利于新能源企业根据最新系统状态及时调整合约电量持仓。

推动新能源全面入市，在短期层面，有利于提高电力系统运行的经济性，避免以高成本手段盲目追求极低的弃风弃光率，完善高比例新能源参与市场的规则体系。在长期层面，有利于增强电价机制对电力投资的引导作用，激励发电企业加强电力市场环境下的投资经济性分析，在规划布局和项目前期阶段提高决策的科学性。同时，也有利于市场价格信号对电力规划的反馈，保障国家能源电力发展目标的落实。

创新提出可持续发展价格结算机制

《通知》首次提出新能源可持续发展价格结算机制，通过场外保障机制实现了新能源全面入市的平稳过渡。《通知》以2025年6月1日为时间节点，分别提出存量和增量项目的机制电量、机制电价设定原则，对市场交易均价与机制电价的差额开展差价结算，纳入系统运行费清算。对存量项目，《通知》充分照顾各地政策的延续性，机制电量衔接现行保障性电量规模，机制电价按现行价格执行。对增量项目，《通知》提出机制电量可根据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，机制电价则通过竞争的方式形成，并为竞价上下限的确定给出依据。其中一个突出的亮点是按照同类项目加权平均价格确定市场交易均价，而不是按个别项目的价差进行结算，起到了鼓励先进的作用；同时也照顾到了陆上风电、海上风电、分散式风电、集中式光伏、分布式光伏等不同技术类型的收益结构和成本差异。《通知》也提出了设置执行期限和退出机制的要求，避免保障政策的“无限责任”，确保上网电价在市场化改革的道路上不走回头路。

此次新能源可持续发展价格结算机制的创新，有机统筹了新能源领域改革、发展和稳定的问题，有效平衡了弥补成本和提高效率的关系，为下一步天然气发电、水电、核电等品类电源入市电价政策提供了参考。

下放方案设计主导权实现权责统一

我国幅员辽阔，各地在资源禀赋、电力市场空间、现有新能源电价政策和终端电价承受能力等方面存在较大差异。前期可再生能源电力消纳责任已落实到地方，《通知》要求各地在2025年底之前制定切实可行的具体方案，将机制细则的设计权下放。《通知》全文不下10次提及“各地”“省级价格主管部门”等字眼，在全国一盘棋的底色下，给予了各地充分的政策实施空间。《通知》将各地机制电量、机制电价形成方式、执行期限等交由省级价格主管部门会同相关部门进行设计，比如机制电价的竞价上限可考虑当地合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，考虑到了各地对本省实际情况的了解，体现了因地制宜的原则，有利于增强方案细则的操作性和可行性，促进各地方主动顺应改革形势、提升现代化治理能力。

坚持系统观念完善政策协同机制

新能源电价机制的市场化改革是一项系统性较强的工作，《通知》充分认识到电力规划、经济运行、市场建设和电价改革等之间的有机关系，着重强调了强化政策协同的重要性。《通知》取消了新能源“强制配储”的前置条件，将选择权还给企业，减轻了新能源参与市场的成本压力，优化了建设环境，也有效促进了新型储能发展由“政策驱动”向“市场驱动”转变，催生与之配套的调节性资源价格机制尽快出台。《通知》要求各地具体实施方案要衔接国家能源电力规划，做到与规划的协同；明确新能源因报价导致的弃电量不纳入利用率统计，解决了入市以后消纳率考核的后顾之忧，做到与市场的协同；提出机制电量不重复获得绿证收益，做到与绿证政策的协同。

落实政策要求深化电价市场化改革

政策出台后，各地的首要任务是具体实施方案的制定工作。在《通知》提出的各项要求下，科学设计机制的实施细则，特别是增量项目的竞价流程以及电量规模、限价水平、执行期限等关键参数，进一步细化机制技术分类、新能源参与现货市场的报价方式、机制电量月分解方式、优化中长期电量持仓约束、调整风险防范机制等交易规则。《通知》实施后，应在动态监测市场交易价格、跟踪各类电源效益变化的基础上，梳理各地经验做法，国家层面可适时出台结算机制设计指引，指导各地实施细则的进一步完善，确保政策落实不跑偏走样。

发电企业作为投资主体，需要主动适应政策变化、转变发展思路，全面提升电力市场环境下的投资决策和经营管理能力。《通知》对发电企业选点布局、投资管控、预测精度与运行水平等提出了更高要求。新能源项目的经济评价不再是简单的基于投资造价、固定上网电价和静态利用小时数测算收益率的过程，而需要按照市场交易和结算的逻辑，预测长周期节点边际价格和机制电价水平、估算全生命周期动态收益与费用，综合场内场外不确定因素开展综合性的经济分析工作。新能源企业更要抓住人工智能等技术发展机遇，提高出力预测精度和电力市场大数据分析实力，辅助和支撑电力市场交易决策。

《通知》的出台，标志着新能源电价机制全面迈入市场化阶段，为新能源行业高质量发展注入强心剂。通过改革举措推动经济社会发展全面绿色转型，助力构建高水平社会主义市场经济体制。

（作者单位：电力规划设计总院）