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新能源上网电价市场化改革：开启绿色电力新时代
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近日，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），标志着我国新能源上网电价市场化改革迈出关键一步。这一重磅政策的出台，在新能源及电力行业引发广泛关注，对企业发展影响深远。
自2009年起，国家积极推动风电、太阳能发电等新能源产业发展，出台了一系列涵盖价格、财政、产业等多领域的支持政策。在政策的有力扶持下，新能源行业实现跨越式增长。截至 2024年底，新能源发电装机规模已超煤电，占全国电力总装机规模 40% 以上。
然而，随着新能源装机量的大幅提升，原有固定上网电价政策的弊端逐渐显现。一方面，固定价格无法及时反映市场供求关系的变化；另一方面，新能源在电力系统调节责任的承担上存在不公平现象。与此同时，新能源开发建设成本显著降低，电力市场快速发展且规则日益完善。在此背景下，深化新能源上网电价市场化改革成为行业发展的必然选择，对促进行业高质量发展意义重大。 此次改革围绕市场化定价与分类施策展开，旨在构建更合理的价格形成机制，推动新能源行业稳健前行。 推动上网电价市场化：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。项目可自主选择报量报价参与交易，或接受市场形成的价格。跨省跨区交易的新能源电量，按照相关政策执行上网电价与交易机制。同时，持续完善现货市场和中长期市场的交易及价格机制，提升市场活力与灵活性。 建立价格结算机制：为应对新能源发电的随机性、波动性和间歇性，保障企业收益稳定，改革方案提出建立新能源可持续发展价格结算机制。纳入该机制的电量，将依据机制电价进行结算。当市场交易均价低于机制电价时，电网企业给予差价补偿；高于机制电价时，则扣除差价。这种“多退少补” 的方式，有效稳定了企业收益预期，为行业可持续发展奠定基础。 区分存量增量项目：改革以2025年6月1日为节点，对存量和增量项目实施不同政策。2025年6月1日之前投产的存量项目，通过差价结算实现与现行政策的平稳衔接；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将根据国家确定的各地新能源发展目标完成情况等因素动态调整，机制电价通过市场化竞价确定。 此次改革对用户电价、电力行业等方面产生了重要影响。 用户电价方面：居民和农业用户电价不受此次改革影响，继续执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，经静态估算，改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年基本持平，在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，电价可能略有下降。后续，工商业用户电价将随电力供需状况、新能源发展进程等因素波动。 电力行业方面：一是推动新能源行业高质量发展。市场化定价机制促使价格真实反映市场供需，优化电力资源配置，引导新能源行业健康有序发展。二是助力新型电力系统建设。新能源参与市场交易后，将公平承担电力系统调节成本，充分体现各类电源在电力系统中的价值，推动新能源与调节电源、电网协同发展。三是加快全国统一电力市场建设。改革后，新能源与煤电等一同进入电力市场，上网电价均由市场形成，扩大了电力市场化交易范围，推动各地电力市场规则不断完善。 为确保改革顺利实施，国家采取了一系列措施： 地方自主安排实施时间：鉴于各地新能源发展水平和电力市场状况存在差异，国家允许各地依据自身实际，按照国家政策制定具体实施方案，并自行确定实施时间，最迟不晚于2025年底。 强化政策协同：国家相关部门将指导各地在改革实施过程中，强化改革与规划目标、绿证政策、市场建设、优化环境等方面的协同配合，确保改革稳步推进。 持续跟踪评估：各地需密切关注市场动态，全面评估改革对行业发展、企业经营等方面的影响，及时总结经验，优化政策实施。国家也将根据新能源技术进步、电力市场发展等情况，持续完善相关政策。 新能源上网电价市场化改革是行业发展的重要契机。应密切关注政策动态，深入理解改革内涵，积极探索适应市场变化的发展策略，在新能源行业的广阔蓝海中把握新机遇，实现新发展。
北京能环科技发展中心（简称EED），是一家致力于促进全球可持续发展事业的综合性机构，专注于国内外能源与环境政策研究、区域及园区的环境质量改善、ESG及双碳目标规划与实施、环保管家咨询服务等。 自成立以来，积极推进国际金融机构项目的前期准备和实施支持，承接政府和企业“引进来”与“走出去”的双向咨询服务；为中央及地方政府在能源、环境及相关领域制定政策、评估实施效果、编制发展规划等工作提供了良好的技术支持；为企事业单位提供能源与环境综合解决方案；并与国际金融机构、标杆企业、大学和研究机构等建立了长期战略合作。