重磅！新能源上网电价全面市场化
作者 | 杨锐 柯阳明
排版校对 | 甘惠淇
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“通知”），决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。
当前，新能源发电装机规模已经高达约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。新能源的不稳定性决定了要加快构建新型电力系统，而新能源电力市场化就显得迫在眉睫。
因此，此次改革的核心逻辑是“全面市场化”。通知首次明确新能源全电量无差别参与电力市场交易。文件明确新能源项目（风电、太阳能发电）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。其中，新能源项目是指包括陆上风电、海上风电、太阳能发电、分布式太阳能、分布式风电等项目。
市场交易方面，现货与中长期市场两大关键市场“双轨并行”：现货市场放宽限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益间浮动；中长期市场缩短交易周期至“周、多日、逐日”，并鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议，提前锁定收益。
这意味着我国新能源项目的全部上网电量都要参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成，新能源从此正式告别政府定价，实现了新能源与传统能源在电力市场的“场内同权”，清晰地传递出落实发电侧市场化改革的坚定决心。
此外，针对市场波动风险，设立“差价结算”机制。当市场电价低于或高于“机制电价”时，差额由电网企业纳入系统运行费用兜底，稳定新能源项目收益预期。
存量和增量项目“区别对待”是此次新政的另一个要点。
《通知》明确，对2025年6月1日前后投产的项目采取分类管理，平衡改革平稳过渡与市场化推进。其中，对于机制电价的实施进行“新老划断”：对存量新能源项目，机制电价按现行价格政策执行，电量规模衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；对于新增新能源项目，机制电价将通过竞价形成，电量规模将根据各地非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等综合确定。
在同期发布答记者问中，国家发展改革委、国家能源局发布的有关负责人表示，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。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。
具体而言，《通知》对新能源可持续发展价格结算机制的规定主要有：纳入价差结算机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
此外，新政还对新能源项目做了存量和增量的划分。
以2025年6月1日为节点，在此之前的为存量项目，之后的为增量项目，实施不同政策。国家发展改革委、国家能源局发布的答记者问表示，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。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。
笔者认为，新政之下行业将迎来新的变化。首先，新能源企业“优胜劣汰”将加速，发电成本高、技术落后的企业可能因竞价劣势被淘汰；而高效储能、智能预测出力、参与绿电交易能力强的企业将占据优势。其次，绿电消费迎来爆发期，新政明确绿证价格与电能量价格分离，用户购买绿电需额外支付绿证费用。此举将推动企业为满足ESG要求或出口需求，加速采购绿电，刺激绿证交易市场扩容。第三，电价波动或成常态，现货市场限价放宽后，极端天气或供需紧张时，电价可能出现短期剧烈波动。工商业用户需通过中长期合同、储能配置等手段对冲风险。
值得注意的是，新政将新能源发展速度、规模的决定权更多赋予了地方，鼓励各地“量体裁衣”，体现权责对等，有利于统筹兼顾、综合施策。
未来，对于新能源发电企业，电站所在省份用电量增速越高，电价稳定性或越强，长三角上海、浙江、江苏、安徽等地更优，内蒙古、新疆等其次。而广东省、山东省等将面临用电量增速边际下降，随着市场化程度推进深入，致电价下行风险较大。西部、华北部分省份，则是新能源消纳问题较为显著，会拉低整体电站收益率。
原文标题 : 重磅！新能源上网电价全面市场化
