2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》，通知指出，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。

通知同时明确，不得向新能源不合理分摊费用，不得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。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

一、政策背景与目标

该文件是落实国家“双碳”战略和新型电力系统建设的重要举措，旨在通过市场化改革推动新能源高质量发展。核心目标是：

全面市场化定价：新能源（风电、光伏）电价由政府定价转向市场交易形成，促进资源优化配置。

责任公平化：完善市场机制，确保新能源公平参与交易，平衡发电方、电网、用户责任。

分类管理：区分存量和增量项目，存量项目平稳过渡，增量项目全面市场化。

多政策协同：结合绿证、消纳责任权重、碳市场等机制，推动绿色电力消费。

二、核心改革内容

（一）新能源电价全面市场化

市场交易全覆盖：

新能源项目上网电量全部进入电力市场，电价由市场交易形成。

允许企业选择“报量报价”或接受市场价，跨省交易沿用现有送电政策。

现货市场改革：

放宽限价范围，价格上限参考工商业尖峰电价，下限考虑新能源额外收益（如绿证）。

推动新能源参与实时市场，逐步开放日前市场。

中长期市场机制：

签订分时段中长期合同（如分时电量协议），稳定收益预期。

引入差价合约（CfD），对冲价格波动风险。

（二）价格结算机制优化

存量与增量差异化处理：

存量项目：可选择维持原有电价或转为市场化结算。

增量项目：全面执行市场化定价，收益与市场挂钩。

绿证与消纳责任权重结合：

绿证交易对应电量不再享受补贴，推动补贴退出。

强化可再生能源消纳责任权重考核，鼓励企业购买绿电。

结算方式灵活化：

新能源企业可自主选择参与绿证、绿电交易或两者并行。

推动绿电、绿证与碳市场衔接，探索环境溢价变现。

（三）保障措施

组织实施：2025年底前各地出台具体方案，明确责任分工。

监测评估：动态跟踪改革对行业、企业的影响，优化政策工具。

宣传引导：加强政策解读，降低市场参与门槛。

三、政策影响分析

对新能源企业：

机遇：市场化机制下，高效项目可通过灵活交易策略提升收益；绿证、碳市场提供额外收入来源。

挑战：需增强市场风险应对能力（如价格波动、合约管理），补贴退出后依赖市场化收益。

对电力市场：

现货市场流动性增强，价格信号更清晰，但需防范极端波动。

中长期合同与差价合约（CfD）将成稳定收益的核心工具。

对传统能源：

新能源优先消纳可能挤压煤电空间，倒逼传统能源转型。

对地方政府：

需平衡地方保护与跨省交易，协调消纳责任权重与产业发展。

四、潜在挑战与应对

价格波动风险：需建立金融衍生品市场（如电力期货）对冲风险。

跨省交易壁垒：需统一规则，打破区域壁垒，推动全国电力市场协同。

补贴退出过渡：通过绿证交易、环境溢价弥补补贴缺口，确保项目经济性。

五、总结

该文件标志着新能源电价机制从“计划”向“市场”的彻底转型，通过市场化手段优化资源配置，推动新能源成为电力系统主体。政策设计兼顾平稳过渡（存量项目）与创新突破（增量项目），未来需重点关注市场规则落地、区域协调机制完善及企业适应能力提升。