市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐。

2月9日，记者获悉，国家发展改革委、国家能源局于近日联合印发《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》。通知要求，坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

两部门表示，这项改革不会影响到居民、农业用户的电价水平。

新能源项目上网电量全部进入电力市场

根据通知，此次改革主要内容有三方面。

一方面，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。另一方面，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。此外，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。

为何要建立新能源可持续发展价格结算机制？两部门有关负责人表示，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。

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。

相关负责人表示，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。

区分存量增量 以6月1日为节点划断

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。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。

具体而言，存量项目和增量项目将以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。

改革对终端居民电价水平没有影响

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。

两部门有关负责人表示，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，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。当前，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。

改革对终端用户电价水平有什么影响？相关负责人表示，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。

来源：北京日报客户端

记者：孙杰

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