确保平稳过渡

早在2022年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。自此，我国新能源入市的步伐显著加快。

此次《通知》的印发被普遍视为与之前《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》具有同等重要意义的标志性电力改革举措。新能源全电量入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，推动各类电源在电力系统中的价值体现，促进新能源与调节电源、电网协调发展，这对推动我国新能源行业高质量发展，助力实现“双碳”目标将产生积极而深远的影响。

新能源发电全面入市是我国电力市场化改革的关键一环，旨在通过市场价格信号引导新能源企业理性参与市场竞争，为统一电力市场建设及相应规则的完善奠定基础。《通知》明确指出，新能源上网电价将由市场交易决定，各地电力市场规则需按照国家要求进行相应调整。这一改革将促使新能源企业通过竞争优化成本结构，提升发电效率。在市场交易层面，《通知》提出推动现货市场与中长期市场“双轨并行”，适度放宽现货市场限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益之间浮动；同时，缩短中长期市场交易周期至“周、多日、逐日”，以提高市场灵活性。此外，还鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议，提前锁定收益，推动绿电交易分离电能量与绿证价格，实现价值最大化。

建立可持续发展价格结算机制。新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点，尤其是光伏发电主要集中在午间时段，晚高峰电价较高时段几乎没有发电出力。这一固有特性可能导致市场价格的剧烈波动。为此，《通知》提出为新能源电价市场化配置可持续发展价格结算机制，该机制通过“多退少补”的差价结算方式，为新能源企业提供收益托底。当市场交易价格低于机制电价时，给予差价补偿；高于机制电价时，则扣除差价。这一“差价结算”的场外保障机制是此次改革的一大亮点，为新能源项目收益及新能源消纳提供了更可靠的保障。

分类施策确保政策平稳过渡。为推动新老政策有序衔接，《通知》对存量项目和增量项目的执行进行了明确区分。对于2025年6月1日前投产的存量项目，将维持现行电价机制(不高于煤电基准价)，以确保存量项目收益稳定。对于2025年6月1日及以后投产的新增新能源项目，机制电价将由各地通过市场化竞价方式确定，纳入机制的电量规模将根据各地非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等综合因素确定。这一举措既能保障已有项目的收益，又能促进新项目充分参与竞争，避免了“一刀切”可能带来的混乱局面。

促进新能源消纳

近年来，我国新能源产业蓬勃发展，实现了从跟跑到并跑乃至部分领跑的华丽转身。截至2024年底，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，超越了煤电装机，成为电力供应的重要支柱。然而，随着新能源装机规模的激增，电网消纳压力也随之剧增，传统的计划定价模式已难以满足当前的市场需求。因此，通过改革和市场化手段优化资源配置，解决新能源消纳困难和入市后的收益保障问题，成为行业发展的迫切需求。

随着新能源发电全面市场化政策的深入实施，一系列积极变化正在悄然发生。这些政策不仅为新能源产业带来了前所未有的发展机遇，更为整个电力市场的改革注入了新的活力。

一是促进新能源消纳。通过市场机制拉开价格限价，可以促进新能源实现经济性消纳，从全社会的角度实现效益最大化。若新能源集中出力时段能满足负荷需求，新能源有望成为市场中的定价机组，此时市场价格降低，其他电源将尽可能减少出力，为新能源腾出更多电量通道，确保新能源得到最大程度消纳。

二是加速全国统一电力市场建设。长期以来，我国新能源上网电价实行固定电价模式，未能充分反映出市场供需情况，导致部分地区电价过低，甚至一度出现负电价现象，难以激发企业积极性和市场潜力。此次新能源发电全面入市的改革举措，标志着我国电力市场化交易进一步扩围。新能源与传统能源同台竞争将推动形成更加公平开放的市场环境，提升行业整体效率，使电力调节成本分摊更加合理。具备低电成本、储能技术等优势的企业或将抢得市场先机；而技术落后的企业则可能因竞价劣势不得不退出市场。各地电力市场规则将按照国家要求进行相应完善，这将促使企业根据区域供需差异优化电站布局与交易策略。

根据相关负责人的解读，此次改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户的电价仍然按照现行目录销售电价政策执行。对工商业用户而言，静态估算显示，改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比将基本持平。在电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区，工商业用户电价还可能略有下降。后续工商业用户电价将随着电力供需、新能源发展情况等因素波动。如果增量新能源项目投资效率提高，用户支付的费用有望下降。

激发市场活力

新能源发电全面入市的主要目的是促进新能源市场化竞争，即通过电力价格信号更加准确真实地反映市场供需关系，为我国新能源行业高质量发展和新型电力系统建设保驾护航。

在新能源全面实行市场化定价和差价结算机制背景下，新能源企业需通过提高发电效率、降低运营成本等方式，提升盈利能力和市场竞争力。储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源有望在市场化环境下迎来更大发展空间，其商业模式将日益成熟完善。

此外，进一步激发市场活力，要重点关注地方实施方案的落地效果、市场交易机制的实际运行情况及储能、绿证配套政策的协同推进情况。具体而言，可从以下几个方面入手。

一是注重政策协同。《通知》提出，地方可自主实施政策，因地制宜制定方案，最迟于2025年底前完成。在确保市场公平竞争的前提下，可鼓励设定差异化的支持政策。对于技术尚未完全成熟的项目，可提供更加灵活的政策支持，帮助克服初期高成本、高风险问题，进一步增强市场竞争力。在政策协同方面，要注意与绿证政策衔接，避免重复收益。同时禁止强制配置储能等不合理前置条件，确保市场公平竞争。

二是优化价格机制。进一步明确机制电价、结算方式及其适用范围，确保不同项目、不同地区的新能源企业都能公平享有政策优惠。同时，要为新能源项目提供更长的价格保障期，确保其能够得到长期稳定的回报。这有助于增强投资者信心，推动新能源产业持续健康发展。

三是动态跟踪评估。通过动态监测市场价格、新能源收益及用户电价影响，及时发现问题并采取措施进行调整。可考虑设立价格波动区间，对短期的剧烈波动进行限价调节，避免因市场过度波动给新能源企业带来不必要的风险，保障其相对稳定的收益。这将有助于维护市场稳定，促进新能源产业与电力市场协调发展。

新能源发电全面入市是我国电力市场化改革的重要里程碑。通过推动新能源电量全部进入市场、建立可持续发展的价格结算机制以及分类施策确保政策平稳过渡等措施的实施，将有力促进新能源消纳、加速全国统一电力市场建设并推动新能源产业高质量发展。未来，随着政策红利的不断释放和市场机制的日益完善，我国新能源产业将迎来更加广阔的发展前景。

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