2月9日，国家发展改革委与国家能源局联合发布了《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》（以下简称《通知》），标志着我国新能源电价机制改革迈入新阶段。

此次改革核心涵盖三大方面：首要任务是推动新能源上网电价全面市场化，即新能源项目上网电量原则上需全面进入电力市场，其上网电价将依据市场交易结果确定。其次，建立旨在支持新能源可持续发展的价格结算机制，确保新能源在参与市场交易后，通过特定的结算环节，依据机制电价进行结算。最后，针对存量与增量项目，采取分类施策，确保存量项目的机制电价与现行政策有效衔接，而增量项目的机制电价则通过市场化竞价方式确定。

国家发展改革委与国家能源局相关负责人解读指出，随着新能源的大规模发展，原有的固定电价机制已无法充分反映市场供求关系，且未能公平承担电力系统调节责任，亟需深化市场化改革，以更好发挥市场机制作用，推动新能源行业高质量发展。当前，新能源开发建设成本大幅降低，电力市场快速发展，规则日益完善，为新能源全面参与市场奠定了坚实基础。

现货市场交易规则获完善

自2009年以来，国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，出台了一系列价格、财政、产业支持政策，推动新能源实现跨越式发展。截至2024年底，我国新能源发电装机规模已达约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超越煤电成为主力电源。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌在接受采访时表示：“在我国新能源占比逐步提升，并朝着以新能源为主体的新型电力系统目标迈进的过程中，新能源全面参与电力市场交易已成为必然趋势。”数据显示，2024年1月至7月，我国风光发电占总电量比重已超过20%。林卫斌认为：“加快推进新能源入市，对于完善我国电力市场体系、构建新能源发展的长效机制具有重要意义。”

《通知》明确，建立新能源可持续发展价格结算机制，新能源参与电力市场交易后，将在市场外设立差价结算机制，具体电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同相关能源、电力运行主管部门共同明确。对于纳入机制的电量，若市场交易均价低于或高于机制电价，将由电网企业按规定进行差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

同时，《通知》还强调完善现货市场交易和价格机制，推动新能源公平参与实时市场，并加快实现自愿参与日前市场。林卫斌指出：“我国电力现货市场建设相对滞后，但近年来已取得显著进展。目前，山西、广东、山东、甘肃等地电力现货市场已正式运行，而其他地区仍处于试运行阶段。”

纠偏电力市场不当干预

在强化政策协同方面，《通知》提出，要强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，严禁向新能源不合理分摊费用，严禁将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

林卫斌进一步分析指出，对于电源侧储能，“强制配储”并非长久之计，需与所配套电源耦合，共同参与电力市场。对于电网侧储能，抽水蓄能和大型独立储能电站需逐步通过容量市场与辅助服务市场实现收益。对于用户侧储能，其发展需由依赖补贴向市场化方向转变，参与需求响应和系统调节。同时，需通过立法等方式明确分布式风光储联合单元等主体的独立市场地位，鼓励各类主体公平参与各类电力市场，与发电企业、电力用户、售电公司等享有平等的权利义务，共同承担经济责任和交易结果。

（文章来源：每日经济新闻；图片及链接信息保留原样，未做修改）

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