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　　新能源发电市场化改革迎来重大突破。国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《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。这标志着我国新能源电价机制从“计划主导”向“市场主导”迈出关键一步。

　　规模化发展的必然要求

　　推动新能源发电市场化改革，是新能源持续规模化发展的必然要求。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。

　　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。

　　中国宏观经济研究院市场与价格研究所研究员杨娟表示，随着新能源规模进一步增加，固定的价格可能不利于更好地反映电力供求的关系，同时也不利于建立更加能够反映各类资源调节价值以及公平承担成本的价格体系。近年来，新能源的建设成本进一步下降，同时各地也在推进电力市场建设、完善市场规则，为新能源参与市场创造了有利的条件。

　　更多新能源电量进入市场，还有利于推动能源消费绿色低碳转型，增强制造业竞争力。自2021年起，浙江多元纺织科技有限公司开展降碳减排五年计划，购买绿电就是其中重要一项。2024年，该公司全年总用电量为2200万千瓦时，而绿电交易达到1980万千瓦时，占企业用电量的90%。

　　“客户对面料供应商在节能减排降碳上有一定要求，虽然每度绿电费用比普通用电高出0.9分，但订单量翻番，所以我们坚持用绿电。”该公司总经理助理任佳栋坦言。

　　海宁是浙江省最大的新能源产业集聚地之一，工业企业对绿电绿证需求旺盛。国网海宁市供电公司市场营销部副主任吕杰介绍，2024年，海宁购买绿电的企业有近400家，绿电交易量超3亿千瓦时。近年来，越来越多企业开始购买绿电绿证，以此提升产品国际竞争力。

　　创新价格结算机制

　　此次改革主要内容有三方面：一是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。二是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。三是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。

　　其中，建立新能源可持续发展价格结算机制是一大创新。由于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。

　　国家发展改革委有关负责人表示，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。

　　华能集团能源研究院副院长陈大宇认为，这次改革为新能源电价市场化配置了场外保障机制，也就是可持续发展价格结算机制，相当于为新能源参与市场在场外上了个“保险”，免除了新能源企业参与市场竞争的后顾之忧。

　　改革对存量项目和增量项目也做了政策区分。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。