AI导读：

国家发展改革委、国家能源局联合发布通知，明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。改革旨在促进新能源高质量发展，推动全国统一电力市场建设。同时，建立差价结算机制稳定企业预期，区分存量和增量项目实行不同政策。

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》，明确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。

为促进行业平稳健康发展，政策引入“多退少补”差价结算方式，对存量和增量项目分类施策。2025年6月1日前投产的存量项目，通过差价结算与现行政策衔接；之后投产的增量项目，纳入机制的电量规模动态调整，机制电价通过市场化竞价确定。

业内认为，这是发电侧电价改革的又一重磅新政，将推动新能源发电全面市场化，后续生物质、地热等发电项目也可参照此方式。改革有助于反映市场供求、高效配置电力资源，促进新能源公平承担系统调节成本，推动全国统一电力市场建设。

新能源上网电价经历从政府定价到全面市场化定价的转变。自2006年“可再生能源法”实施以来，我国建立了新能源发电标杆电价制度，并通过财政补贴支持行业发展。随着技术进步和成本下降，标杆电价补贴逐渐退坡，新建项目引入市场化机制。2024年1至10月，新能源市场交易电量占新能源发电量的近50%。

国家能源局数据显示，全国电力市场交易电量占比从2016年的17%上升到2024年的62%。改革旨在更好发挥市场调节作用，提高电力系统调节能力，促进新能源消纳利用，推动新型电力系统建设。

改革还建立了新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价与机制电价差额由电网企业开展差价结算。此举旨在稳定新能源企业预期，促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标实现。

此外，改革区分存量和增量项目，实行不同政策，平衡新老项目关系。纳入机制电量范围的按机制电价差价结算，为新能源项目收益“上保险”，引导增量项目与市场更好衔接，促进新能源产业高质量发展。

对于终端用户电价，改革对居民、农业用户无影响，工商业用户电价预计基本持平，部分地区可能略有下降，后续将随电力供需、新能源发展情况波动。新能源全面入市对终端用户电价水平近期无显著影响，但为储能带来发展机遇。

（文章来源：21世纪经济报道）