21世纪经济报道记者费心懿上海报道

一项有关电改的重磅文件出台。

2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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（发改价格〔2025〕136号）》（下称《通知》）。

《通知》提及三项电力市场有关的重要改革内容，一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策。

这份文件被视为与《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格〔2021〕1439号）》具有同等重要意义的一项电力改革力举。

《通知》强调，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。

“坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入市场。”国家发展改革委、国家能源局相关负责人在文件解读中提到。

“十四五”以来，我国的新能源发电正迎来发展更快、规模更大的挑战，解决当前新能源消纳困难和入市后收益保障等问题必须依靠市场的力量来推动。

“这份文件的出台对于我国新能源的发展具有标志性的意义。”一位电力行业专家告诉21世纪经济报道记者，新能源发电上网将从“保量保价”转向“不保量不保价”的市场化阶段。

新能源发电入市“三步走”

当前，我国的新能源发电入市，已经来到了第三个阶段。

起初，为促进可再生能源事业的发展，我国建立了风电、光伏发电等新能源发电标杆电价制度，并通过财政补贴的方式构成了“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。2006年可再生能源法的正式实施拉开了我国对可再生能源发展补贴支持的序幕。

随着新能源技术进步和成本降低逐步退坡，风电、光伏早已不是襁褓中的婴儿。风电、光伏电站造价大幅降低，新能源装机量大翻百倍。于是，补贴退坡，新能源“断奶”，进入平价上网阶段。

眼下，更大规模的可再生能源发电比例上网，新能源上网电价实行固定价格，已经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。

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。

早在2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（即118号文）就提出，到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。自此，新能源入市节奏显著加快。

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。与此同时，2024年，我国新能源装机占比继续稳步提升，多省份新能源发电装机占比突破50%。我国已有至少14个省份新能源装机在整个电源结构中占比居首。

随着装机规模激增，电网消纳压力剧增，过去的计划模式难以为继。山东省等地也出现因光伏午间大发导致现货市场负电价的现象，倒逼电力市场向市场化转型。

因此，新能源发电入市也是构建新型电力系统的关键一跃，其核心逻辑亦是通过价格信号实现资源高效配置与系统成本公平分摊。

寻找电价机制“最优解”

事实上，推动新能源入市并非新鲜事，在《通知》出台前，已有多地逐步出台了省级层面的新能源发电入市的相关文件。

2024年11月19日，全国首个分布式光伏参与电力市场的具体实施方案——《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》落地。时隔一个多月，《湖南工商业分布式光伏参与市场交易实施细则（试行）》发布。今年年初，山东省发布若干措施推动新能源参与电力市场交易，提出新能源发电部分或全电量入市要求，保障新能源项目收益在合理范围，稳定行业发展预期。

而此次《通知》中，“机制电价”的建立是本次文件的一大亮点。文件明确，机制电价将按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

“过去的电价机制往往是从供给侧角度考虑发电降本，而现在则是通过机制电价市场的建立来寻找电力市场交易的‘最优解’。”上述电力行业专家认为。

机制电价的建立为新能源收入构成与来源带来的重大变化是，新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成“市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用”；市场交易费用需要通过主动交易策略实现，价差补偿收入也存在一定竞争与策略要求，辅助服务分摊费用意味着新能源需要与用户一起承担电力系统调节成本。

国家能源集团技术经济研究院柴玮撰文指出，该机制的推出，相当于为新能源参与市场后的收益“上保险”，即无论新能源在电力市场中得到的电价是多少，纳入该机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算。

此项措施的推出，既能理顺电力市场的价格形成机制，同时也可以很好地解决新能源参与市场后获得合理收益的问题，为其免除“后顾之忧”。“场外保障”是国际通行的政策市场化执行方式，优点在于产业政策成本易于量化、不损害其他主体的经济利益。

而由于全国电力市场覆盖的范围大，地域之间的改革进展不一，《通知》也提供了一定的缓冲期。

《通知》明确，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。

有望形成多重利好

相关解读进一步强调，新能源发电全面入市将带来多重利好。

一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。

二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。

三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。

事实上，电价机制的改革，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。

值得一提的是，《通知》还指出，要强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

“取消‘强制配储’之后实际是有利于各地方因地制宜结合电源结构、电网建设与规划、灵活性调节资源以及不同应用场景下对储能市场需求的科学稳定布局。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇认为。

刘勇表示，这将有利于推动形成储能成本价格机制，促进新能源与储能相结合的资源利用的高效配置，引导储能行业可持续稳定发展。储能在电力系统中的服务价值也将获得更充分体现，积极推动储能、新能源、灵活性调节资源以及新型电力系统协同发展。

柴玮则表示，此次新能源上网电价市场化改革，意味着我国80%左右的装机容量、80%左右的发电量上网电价实现了市场化，我国新型电力系统将进入高质量发展的新阶段。