中国储能网讯：2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》），提出按照价格市场形成、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。

《通知》提出，推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“结算机制”），并区分存量和增量项目分类施策，对纳入该机制电量的市场交易均价低于或高于机制电价的部分进行差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
长期以来，我国可再生能源上网电量主要采取全额收购的消纳方式，上网电价主要参考当地燃煤发电基准价并对项目进行补贴，新能源平价上网后不再进行补贴。在新能源装机规模不断扩大的趋势下，《通知》提出的新能源上网电价机制，更加适应当前的新能源产业发展阶段，对促进新能源消纳、稳定投资预期，加快构建新型能源体系和新型电力系统，实现“双碳”目标具有重要意义。

加快建立适应新能源发展的入市政策机制为鼓励、支持可再生能源发展，长期以来，我国对可再生能源上网电量主要采取保量保价的收购方式。随着我国电源结构调整和电力市场建设深入，我国可再生能源消纳经历了保障性收购、有序入市到全面入市的发展历程。

2007年9月1日起执行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（原国家电力监管委员会令第25号）要求，电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。2024年，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》（国发〔2024〕12号），提出“深化新能源上网电价市场化改革”的要求。同年，国家发展改革委印发《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（国家发展改革委令第15号令），优化了可再生能源电量全额保障性收购的范围，提出全额保障性收购包括保障性收购电量和市场交易电量。

近年来，我国新能源规模不断扩大，2024年底风电、光伏发电装机已占发电总装机约42%，预计2025年新增风电、光伏装机2亿千瓦左右。同时，随着技术和管理进步，新能源发电成本相应下降，各地加快探索适应新能源的发展新方式。部分省区根据自身资源禀赋和市场建设情况，陆续推进新能源参与市场交易，但方式各不相同。比如，有地区将新投产的新能源平价项目发电量全部纳入电力市场，实际交易电价低于市场均价的电量，按照市场均价与某一水平的价差给予补偿，当市场均价达到或超过某一水平时不再补偿。部分地区试点选择风电、光伏发电企业采用报量报价方式参与现货市场，全电量参与优化出清。新政出台，将进一步规范各地新能源入市规则，有利于全国统一电力市场建设。

创新建立结算机制保障新能源全面入市《通知》提出，推动新能源上网电量参与电力市场交易，新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。《通知》首次在国家层面统一明确新能源全面入市，是新能源价格形成机制的一次全新突破。

在新能源参与市场交易的同时，《通知》创新建立新能源可持续发展价格结算机制，稳定项目的收入预期，保障新能源全面入市。机制电价的执行对象还明确区分存量和增量项目，有效衔接了现行有关政策。
根据《通知》，2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，各地应妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，机制电价按现行价格政策但不高于当地煤电基准价执行。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目，每年新增纳入结算机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况以及用户承受能力等因素确定，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。

电网企业对纳入结算机制的电量每月按机制电价结算，并对市场交易均价低于或高于机制电价的部分进行差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。《通知》明确，现货市场连续运行地区的市场交易均价，原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，其余地区原则上按交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。

新政稳定项目预期促消纳保安全截至目前，新能源已在我国十余个省区成为第一大电源。部分新能源发电量占比较高的地区，新能源参与市场后的电价也出现一定程度的下降。

此前有研究显示，部分地区2024年光伏中长期交易均价较基准价下降超30%，2023年现货市场光伏和风电场站结算均价较基准价降低20%以上。新能源参与现货市场后出现一定程度降价且收益不确定性增加，部分地区的新能源投资意愿受到一定影响。

《通知》推动新能源全面进入市场交易并配套结算机制，一方面，给新能源参与市场交易提供一定的价格保障，有利于稳定项目的投资预期；另一方面，地方也能根据价格水平引导新能源规划，从而更好地支撑新能源可持续发展。

新能源具有明显的反调峰特性，午间光伏大发和夜间风电大发时段普遍为用电负荷较低时段，电网峰谷差拉大。部分光伏大省午间现货实时价格频现负值，近20个省区的分时电价政策将午间设为低谷、深谷时段。近两年异常气象有所增加，大幅反调峰现象愈发频繁，系统调节需求无论从数量上还是调用频次上均大幅增长。

《通知》提到，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。

新能源的全面加入，有望进一步推动优化能源转型背景下的电力市场设计，预计现货市场峰谷价差将进一步扩大，用户在价格信号的引导下将调整用电行为，促进负荷低谷时段的新能源消纳，也能为新型储能、虚拟电厂等调节性资源发展提供更大的市场空间，助力电力生产安全稳定运行。

根据《通知》，完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。