21世紀經濟報道記者 周瀟梟 北京報道 近日，國家發展改革委、國家能源局聯合對外發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（下文簡稱“《通知》”），明確新能源項目（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。
為了促進行業平穩健康發展、推動政策統籌協調等，《通知》明確在新能源參與電力市場交易后，在市場外引入“多退少補”的差價結算方式，同時對存量和增量項目分類施策。
具體而言，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。
業內普遍認為，這是繼2021年燃煤發電上網電價市場化改革后，發電側電價改革的又一重磅新政。隨著新能源發電全面市場化的推進，后續生物質、地熱等發電項目也可參照該方式市場化。
國家發展改革委、國家能源局有關負責人表示，深化新能源上網電價市場化改革，有助于充分反映市場供求，利于形成真實的市場價格，促進電力資源高效配置；推動新能源入市交易，有助于其公平承擔電力系統調節成本，促進新能源與調節電源、電網協調發展；新能源上網電量全部納入電力市場，將推動電力市場交易進一步擴圍，促進全國統一電力市場建設。
從政府定價到全面市場化定價
《通知》明確指出，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。
我國高度重視風電、太陽能發電等新能源發展，2009年以來陸續出臺多項價格、財政、產業等支持性政策，促進行業實現跨越式發展。截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。
我國新能源上網電價最初實行“標桿電價”，后來財政補貼逐漸退坡，再后來新建項目逐漸引入市場化機制。目前，隨著我國新能源大規模發展，亟需深化新能源上網電價市場化改革。
自2006年“可再生能源法”實施以來，我國逐步建立了風電、光伏發電等新能源發電標桿電價制度，并通過實施財政補貼構成了“燃煤標桿電價+財政補貼”的固定上網電價機制及資金補貼制度。自2016年開始，隨著新能源發電技術進步和造價成本快速下降，標桿電價的補貼逐漸退坡，進入平價上網階段，后來新建項目逐漸引入市場化機制。
國家能源局數據顯示，2024年1到10月，全國電力市場交易電量達5.08萬億千瓦時，占全社會用電量比重從2016年的17%上升到62%，新能源市場交易電量占新能源發電量的近50%。
中國宏觀經濟研究院市場與價格研究所研究員楊娟對21世紀經濟報道記者表示，我國從2009年、2011年開始分別對陸上風電、光伏發電實行標桿上網電價政策。2016年1月1日起正式實行陸上風電、光伏發電上網標桿電價退坡政策，2019年調整為指導價加競爭性招標確定上網電價的機制。2021年開始，新建項目上網電價，按當地燃煤發電基準價執行；新建項目也可自愿通過參與市場化交易形成上網電價。近年來，隨著各地電力市場的推進，不同程度地推動新能源入市，通過市場形成價格。此次深化上網電價市場化改革，擴大電力交易范圍，旨在更好發揮市場調節資源作用，提高電力系統調節能力，促進新能源消納利用，促進新型電力系統建設。
國家能源集團技術經濟研究院科研發展部副主任柴瑋對21世紀經濟報道記者表示，從2020年開始，隨著新能源發電技術的進步，風電、光伏造價較過去十年降低了50%，特別是進入“十四五”以來，陸上風電項目呈現單機容量增大、單位投資成本大幅降低的態勢。在此次改革文件出臺前，全國新能源上網電價參與市場化交易比例已超50%，價格機制逐步由政府定價方式向市場化方式過渡。新能源電量全面入市后，將實現發電側80%左右的裝機容量、接近80%的發電量、用戶側80%左右的用電量進入市場。“三個80%”的實現，表明我國絕大多數電量真正入市，標志著我國發用電計劃和價格市場化取得質的飛躍，將推動電力市場建設進入“快車道”，為建設全國統一電力市場奠定堅實基礎。
以機制電價“差價結算”穩定預期
《通知》明確，建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平（簡稱“機制電價”）、電量規模、執行期限等由省級相關部門確定。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。
國家發展改革委、國家能源局有關負責人表示，新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發電集中在午間，全面參與市場交易后，午間電力供應大幅增加、價格明顯降低，晚高峰電價較高時段又幾乎沒有發電出力，新能源實際可獲得的收入可能大幅波動，不利于新能源可持續發展。因此，改革方案明確，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。通過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業能夠有合理穩定的預期，從而促進行業平穩健康發展，助力“雙碳”目標的實現。從國外情況看，新能源發展較好的國家通常采取類似做法。
以機制電價結算時，此次改革還注重區分存量和增量項目，實行不同的政策。存量項目和增量項目以2025年6月1日為節點劃分。其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況、用戶承受能力等因素確定，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。
國家發展改革委、國家能源局有關負責人表示，新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著技術進步、造價持續降低，新老項目經營成本差異較大，改革需要平衡好新老項目關系。在充分聽取各方面意見建議基礎上，改革方案提出在實施新能源可持續發展價格結算機制時，區分存量和增量，實行不同的政策。
柴瑋表示，這種老項目老辦法、新項目新辦法的安排，主要考慮政策的延續性。納入機制電量范圍的按照機制電價進行差價結算，相當于給新能源項目的收益“上保險”，一方面給予新能源投資較為穩定的預期，另一方面也引導增量新能源項目的規劃投資與市場更好的銜接。尤值一提的是，增量項目建立競價機制，改變了新能源發展過程中“撿到籃子都是菜”的低水平發展方式，將新能源競爭直接拓展到規劃、建設階段，要求投資主體精打細算決策投資類型、接入位置等，把全部投資都用在和零碳電力直接相關的方向上，以期促進新能源產業的高質量發展。
楊娟表示，機制電價的確定和差價結算的設計充分引入了競爭機制，可對新能源企業形成正向激勵，促進效率提升。比如增量項目機制電價通過競價形成，可及時反映技術進步帶來的成本下降，通過競爭機制促進新能源高質量發展；在差價結算環節引入“對標”，即按同類項目市場交易均價而非單個機組市場價格進行差價結算，意味著效率越高、效用越高的機組可獲得更高收入，反之亦然。
對終端用戶電價有何影響？
近年來，隨著新能源產業大規模發展，部分地區分布式光伏大量接入造成變電器反向送電，部分省份新能源電力消納壓力加大，部分省份日前和現貨市場出現“負電價”。
這次深化新能源上網電價市場化改革，對終端用戶電價有什么影響？國家發展改革委、國家能源局有關負責人表示，這項改革，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區可能略有下降，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。
楊娟表示，現貨市場細分了交易時段，一天96個時段，局部時段“負電價”反映了特定時段的電力供需關系。新能源上網電量全面入市，有利于反映合理的細分時段的供需關系和峰谷價差，但就平均電價而言，由于總體電力供需關系并未改變，因此基本不受影響。
柴瑋表示，由于新能源固有的出力特性，以及邊際成本低的特點，在新能源出力大、電力負荷較低的時段，電能量市場價格出現“零價”、甚至“負價”都是很正常的現象，這并不代表發電企業在這個時刻一定是“賠錢發電”，因為發電企業的收益還要考慮中長期交易等。此次改革文件印發后，新能源全面入市，對于終端用戶電價水平近期不會有顯著影響。批發側電價會隨著新能源出力情況、電力供需情況而波動，新能源占比高的地區波動會更大，出現“零價”或“負價”的概率也會增加，而這樣的價格空間，也為儲能帶來更廣闊的發展機遇。
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