新政解读 | 制度安排实现“四个首次” 新能源上网电价市场化改革方案亮点纷呈
点击次数：226次 更新时间：2025/2/10
【关闭】
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“文件”），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，也是贯彻落实党的二十届三中全会关于“推进水、能源、交通等领域价格改革”精神的重要举措。细细品味文件全文，此次改革在制度设计上可谓精心安排，既突出市场竞争的作用，又对新能源保持发展速度进行托底；既承认现有存量资产的合理利益，又推动提高增量资产的投资效率，制度安排上实现了“四个首次”。一是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；市场交易包括了电力中长期、现货和辅助服务等。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。二是首次提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益。文件中提出，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，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，按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。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，既会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。三是首次通过“软约束”提高新能源投资效率。文件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。政策将新能源发展速度、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。特别是文件建立的增量新能源竞价机制，改变了新能源发展过程中“捡到篮子都是菜”的低水平发展方式，将新能源竞争直接拓展到规划、建设阶段，要求投资主体精打细算决策投资类型、接入位置等，把全部投资都用在和零碳电力直接相关的方向上，促进新能源高质量发展。四是首次理顺电力现货市场各环节的经济关系。改革后，在电力现货市场运行地区，机制电价将锚定月度发电侧实时市场同类项目的加权平均价格进行差价结算，机制电价覆盖电量仅参加一次差价结算，一方面，这意味着纳入机制的新能源可不再参与日前市场，以避免由于偏差而影响收益；另一方面，机制电价差价协议的执行方式与电力期货的合约方式接轨，为未来电力期货的发展奠定了基础，也为普及高流动性的电力中长期合同提供了新的签约方式。此外，文件提出加快实现新能源自主选择参与日前市场，将推动各地电力现货市场规则进行相应调整，未来日前市场将和中长期交易市场一样，回归其“财务属性”，为市场参与者提供更多财务避险机会。此外，文件还提出适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的度电收益等因素确定，这也为提高市场峰谷价差、提升电力系统调节能力积极性奠定了基础，有利于实现新能源参与市场并最大化消纳的目标。
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。
