国家发展改革委与国家能源局近日携手发布了《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》），旨在推动风电、太阳能发电等新能源全面融入电力市场，实现上网电价市场化，并建立可持续发展的价格结算机制。这一举措不仅区分了存量与增量项目，分类施策，更为新能源行业的持续健康发展注入了强劲动力。

据国家发展改革委相关负责人介绍，此次深化新能源上网电价市场化改革，标志着我国以市场化手段构建新型电力系统的关键步伐。改革后，新能源将与煤电等传统能源同等进入电力市场，上网电价由市场供需决定，电力市场化交易范围进一步扩大。同时，各地将按照国家要求完善电力市场规则，加速全国统一电力市场的建设进程。

近年来，我国新能源发展迅猛，截至2024年底，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，成功超越煤电装机，成为电力领域的新生力量。

然而，随着新能源规模的扩大，固定上网电价制度已难以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，矛盾日益尖锐。因此，深化新能源上网电价市场化改革，发挥市场机制作用，成为促进行业高质量发展的必然选择。当前，新能源开发建设成本大幅降低，电力市场快速发展，规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了有利条件。

《通知》明确指出，新能源项目上网电量原则上应全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价进行结算，确保企业能够有合理稳定的收益预期。

相关负责人进一步解释，由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，特别是光伏发电主要集中在午间，导致午间电力供应大幅增加、价格明显降低，而晚高峰电价较高时段又几乎无发电出力，这不利于新能源的可持续发展。因此，建立可持续发展价格结算机制，实行“多退少补”的差价结算方式，有助于促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。这一做法在国际上也得到了广泛认可。

此外，《通知》还明确区分存量和增量项目，实行不同的政策。以2025年6月1日为节点，存量项目通过开展差价结算实现电价与现行政策衔接；增量项目则纳入机制电量规模动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。这种“老项目老办法、新项目新办法”的安排，既保持了存量项目的平稳运营，又通过市场化方式确定了增量项目的机制电价，充分发挥了市场作用。