中国储能网讯：2月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《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，简称“136号文件”），旨在全面推行新能源上网电价市场化改革，促进行业持续健康发展。

新能源上网电价市场化改革主要内容有三方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目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。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其他收益等因素确定。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。二是建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与市场交易后，建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算，并将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目：电量规模由各地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执行，不高于当地煤电基准价。增量项目：每年新增纳入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；机制电价通过市场化竞价方式确定，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值等因素确定。

对于青海新能源发展及电网企业而言，新能源上网电价市场化改革会产生深远影响。一是进入市场的新能源项目范围将进一步扩大。青海的扶贫、特许经营权、光伏应用领跑者基地，分布式光伏等非市场化新能源项目，都将逐步进入市场。二是省内存量新能源进入机制电价的电量规模有限，增量新能源进入机制电价的电量规模可能进一步降低，未来新能源项目的收益主要来自市场。三是136号文件明确新能源因报价等所弃电量不纳入考核，将推动新能源企业通过技术迭代降本增效，不断提升功率预测、交易决策、跨市场协同能力，提升市场收益。四是新能源企业报价策略更灵活，未上网电量的不确定性增大，新能源发电的预测难度增加，多电源协同调度与保障电网稳定运行的复杂度增大，电网在调度响应速度与稳定运行保障方面均面临考验。

截至2024年年底，青海省新能源发电装机规模达4939万千瓦，装机占比达71%，电量占比达45%，率先实现新能源发电装机、电量占比“双主体”。此外，目前青海省集中并网新能源发电企业（扶贫、特许经营权、光热发电项目，光伏应用领跑者基地保障利用小时以内发电量、分布式项目除外）全容量都已参与电力中长期和省间现货市场交易，约占新能源发电总装机容量的90%。未参与市场化交易的新能源发电装机容量约占新能源发电总装机的10%。为了扎实落实136号文件要求，结合青海近年来新能源发展实际情况，建议电网企业重点开展以下三方面工作：

一是做好新能源电源并网服务。适应新能源入市节奏，认真研究存量和增量交界点前可能出现的新能源电源大量集中并网现象，加强与政府相关部门和发电企业的对接，做好并网服务。

二是提质增效，全力保障新能源电量高水平消纳。加强电网薄弱环节监测和改造，提升输电能力，同时提高新能源发电预测能力，做好电力供需平衡，提高调度系统智能化数字化水平，进一步增强新能源电量消纳能力。

三是进一步推动电力市场建设。加快省内电力现货市场建设，力争早日实现省内电力现货市场连续运行，尽快完善中长期市场交易规则等市场机制，持续推进中长期分时段交易与现货市场交易的有序衔接，推动机制电价与市场交易的衔接，以机制电价和场外差价结算机制缓解新能源参与省内中长期分时段交易、现货交易对新能源电价变化带来的影响，保障青海新能源高质量发展。

（作者单位：国网青海省电力公司清洁能源发展研究院）