根據《通知》，本次改革主要內容有三方面：一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算。三是區(qū)分存量和增量項目分類施策。存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，增量項目的機制電價通過市場化競價方式確定。
而伴隨雷打不動的固定電價時代告終，既不保價又不保量將是光伏行業(yè)未來發(fā)展的全新局面，投資收益也不會再是過去口頭即可測算的簡單模型。在更加擾動的電價環(huán)境下，對于直面電力市場以尋求收益最大化的項目持有方而言，機制電價所能提供的保底收益既不可觀亦不長久，主動配置儲能以換取更高收益便成為絕佳的選擇。今后光伏企業(yè)想要賺的更多，向儲能想辦法或成必經之路。
由于新能源入市后需承擔系統(tǒng)調節(jié)成本，這意味著風電光伏必須與儲能、火電靈活性改造等協(xié)同發(fā)展，真正實現“風光水火儲”多能互補。未來幾年，新型儲能、虛擬電廠等調節(jié)性資源將因市場價值顯現獲得更多發(fā)展機遇。
同時，此次新政明確提出，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。這意味著實施多年的強制配儲政策被叫停，配置儲能將不再是過去風光項目上馬必掏的“買路錢”，目前幾乎占據國內70%新增容量的配儲項目將解開“強制”的束縛，與風光一同接受市場的考驗。這完全改變了儲能發(fā)展的原有模式，促使企業(yè)從新的角度思考儲能布局。對于建設一個自主發(fā)展、有序健康的儲能產業(yè)來說，取消強制配儲所帶來的“陣痛”雖較預期來得更早，但對真正發(fā)揮出儲能實際價值功用則在所難免。
值得注意的是，全面市場化所帶來的風光新能源項目收益大幅削減，勢必導致相關投資商的熱情銳減，在光伏開發(fā)降速的情況下，儲能行業(yè)發(fā)展在短期內必將面臨整體性沖擊。
深入思考這次改革，它不僅僅是電價機制的調整，更是一次電力行業(yè)生態(tài)的重塑。在新的市場環(huán)境下，各類電源的價值將得到更合理的體現。新能源與調節(jié)電源、電網之間的協(xié)調發(fā)展將成為必然趨勢，這有助于提升電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性。新能源企業(yè)也將告別過去盲目擴張的“跑馬圈地”時代，通過競價機制，技術先進、成本領先的項目將脫穎而出，實現高質量發(fā)展。
同時，國家發(fā)展改革委、國家能源局在改革方案的組織實施方面指出，允許地方因地制宜確定實施時間。考慮到不同地方新能源發(fā)展狀況不一、電力市場情況不同，由各地按照國家政策制定具體方案，自行確定實施時間，但最遲不晚于2025年底。
此外，國家發(fā)展改革委還表示，本次改革對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執(zhí)行現行目錄銷售電價政策。對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預計改革實施首年全國工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區(qū)可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。
國家發(fā)展改革委、國家能源局有關負責同志就深化新能源上網電價市場化改革答記者問
為貫徹落實黨的二十屆三中全會關于推進能源領域價格改革的決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源行業(yè)高質量發(fā)展，促進能源綠色低碳轉型，近日國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)。就此，記者采訪了國家發(fā)展改革委、國家能源局有關負責同志。
問：為什么要深化新能源上網電價市場化改革?
答：國家高度重視風電、太陽能發(fā)電等新能源發(fā)展，2009年以來陸續(xù)出臺多項價格、財政、產業(yè)等支持性政策，促進行業(yè)實現跨越式發(fā)展，截至2024年底，新能源發(fā)電裝機規(guī)模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模40%以上，已超過煤電裝機。
隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統(tǒng)調節(jié)責任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發(fā)揮市場機制作用，促進行業(yè)高質量發(fā)展。當前，新能源開發(fā)建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發(fā)展、規(guī)則逐步完善，也為新能源全面參與市場創(chuàng)造了條件。
問：改革的主要內容是什么?
答：改革總體思路是，堅持市場化方向，推動新能源上網電量全面進入市場、上網電價由市場形成，配套建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，區(qū)分存量和增量分類施策，促進行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
改革主要內容有三方面。一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算。三是區(qū)分存量和增量項目分類施策。存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，增量項目的機制電價通過市場化競價方式確定。
問：為什么要建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制?
答：新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發(fā)電集中在午間，全面參與市場交易后，午間電力供應大幅增加、價格明顯降低，晚高峰電價較高時段又幾乎沒有發(fā)電出力，新能源實際可獲得的收入可能大幅波動，不利于新能源可持續(xù)發(fā)展。為解決這個問題，經反復研究，方案提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。通過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業(yè)能夠有合理穩(wěn)定的預期，從而促進行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展，助力“雙碳”目標的實現。從國外情況看，新能源發(fā)展較好的國家通常采取類似做法。
問：改革是如何區(qū)分存量和增量分類施策的?
答：新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著技術進步、造價持續(xù)降低，新老項目經營成本差異較大，改革需要平衡好新老項目關系。在充分聽取各方面意見建議基礎上，改革方案提出在實施新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制時，區(qū)分存量和增量，實行不同的政策。
存量項目和增量項目以2025年6月1日為節(jié)點劃分。其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規(guī)模根據國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。這種老項目老辦法、新項目新辦法的安排，能夠在保持存量項目平穩(wěn)運營的同時，通過市場化方式確定增量項目的機制電價，有利于更好發(fā)揮市場作用。
問：改革對終端用戶電價水平有什么影響?
答：這項改革，對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執(zhí)行現行目錄銷售電價政策。對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預計改革實施首年全國工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區(qū)可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。
問：此次改革對電力行業(yè)會產生什么影響?
答：深化新能源上網電價市場化改革是貫徹落實黨的二十屆三中全會精神，在電力領域推出的重大改革措施，標志著以市場化方式建設新型電力系統(tǒng)邁出關鍵步伐，將對電力行業(yè)帶來深遠影響。
一是有利于推動新能源行業(yè)高質量發(fā)展。新能源上網電價全面由市場形成，存量增量分類實施支持措施，有利于形成真實的市場價格，促進電力資源高效配置，引導新能源行業(yè)健康有序發(fā)展。二是有利于促進新型電力系統(tǒng)建設。新能源入市交易后，將公平承擔電力系統(tǒng)調節(jié)成本，各類電源在電力系統(tǒng)中的價值將得到更充分體現，更好引導新能源與調節(jié)電源、電網協(xié)調發(fā)展，助力構建更加高效協(xié)同的新型電力系統(tǒng)。三是有利于加快建設全國統(tǒng)一電力市場。改革后，新能源與煤電等一樣進入電力市場、上網電價均由市場形成，電力市場化交易進一步擴圍，同時各地電力市場規(guī)則將按照國家要求相應完善，能夠極大促進全國統(tǒng)一電力市場建設。
問：國家將如何做好改革方案的組織實施?
答：國家發(fā)展改革委、國家能源局將會同有關方面組織好方案的實施。一是允許地方因地制宜確定實施時間。考慮到不同地方新能源發(fā)展狀況不一、電力市場情況不同，由各地按照國家政策制定具體方案，自行確定實施時間，但最遲不晚于2025年底。二是強化政策協(xié)同。指導各地在組織實施過程中，強化改革與規(guī)劃目標、綠證政策、市場建設、優(yōu)化環(huán)境等協(xié)同，精心組織落實。三是做好跟蹤評估。指導各地密切跟蹤市場動態(tài)，認真評估改革影響，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施。國家也將結合新能源發(fā)展情況等，不斷完善相關政策措施。
《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》
原文如下：
各省、自治區(qū)、直轄市及新疆生產建設兵團發(fā)展改革委、能源局，天津市工業(yè)和信息化局、遼寧省工業(yè)和信息化廳、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業(yè)和信息化廳，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力(集團)有限責任公司、中國核工業(yè)集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發(fā)投資集團有限公司、華潤(集團)有限公司、中國廣核集團有限公司：
為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統(tǒng)、健全綠色低碳發(fā)展機制的決策部署，充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發(fā)展，現就深化新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下。
一、總體思路
按照價格市場形成、責任公平承擔、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調的要求，深化新能源上網電價市場化改革。堅持市場化改革方向，推動新能源上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。堅持責任公平承擔，完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。堅持統(tǒng)籌協(xié)調，行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現。
二、推動新能源上網電價全面由市場形成
(一)推動新能源上網電量參與市場交易。新能源項目(風電、太陽能發(fā)電，下同)上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
(二)完善現貨市場交易和價格機制。完善現貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。
(三)健全中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書(以下簡稱綠證)價格;省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。指導電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。
三、建立健全支持新能源高質量發(fā)展的制度機制
(四)建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平(以下簡稱機制電價)、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當地系統(tǒng)運行費用。
(五)新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。2025年6月1日以前投產的新能源存量項目：(1)電量規(guī)模，由各地妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。(2)機制電價，按現行價格政策執(zhí)行，不高于當地煤電基準價。(3)執(zhí)行期限，按照現行相關政策保障期限確定。光熱發(fā)電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現行政策執(zhí)行。
2025年6月1日起投產的新能源增量項目：(1)每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)模可適當減少;未完成的，次年納入機制的電量規(guī)模可適當增加。通知實施后第一年新增納入機制的電量占當地增量項目新能源上網電量的比例，要與現有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發(fā)電量。(2)機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。(3)執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。
(六)新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，電網企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統(tǒng)運行費用;初期不再開展其他形式的差價結算。電力現貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定;電力現貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。各地將每年納入機制的電量分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。
(七)新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。已納入機制的新能源項目，執(zhí)行期限內可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。
四、保障措施
(八)加強組織落實。各省級價格主管部門會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體方案，做好影響測算分析，充分聽取有關方面意見，周密組織落實，主動協(xié)調解決實施過程中遇到的問題;加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，凝聚改革共識。國家能源局派出機構會同有關部門加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。電網企業(yè)做好結算和合同簽訂等相關工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制執(zhí)行結果單獨歸集。
(九)強化政策協(xié)同。強化規(guī)劃協(xié)同，各地改革實施方案要有利于國家新能源發(fā)展規(guī)劃目標的落實，并做好與國家能源電力規(guī)劃的銜接。強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。
(十)做好跟蹤評估。各地要密切跟蹤市場價格波動、新能源發(fā)電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業(yè)發(fā)展和企業(yè)經營等方面的影響，及時總結改革成效，優(yōu)化政策實施，持續(xù)增強市場價格信號對新能源發(fā)展的引導作用。國家結合新能源技術進步、電力市場發(fā)展、綠色電力消費增長和綠證市場發(fā)展等情況，不斷完善可再生能源消納責任權重制度，適時對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制進行評估優(yōu)化、條件成熟時擇機退出。
各地要在2025年底前出臺并實施具體方案，實施過程中遇有問題及時向國家發(fā)展改革委、國家能源局報告，國家將加強指導。現行政策相關規(guī)定與本通知不符的，以本通知為準。對生物質、地熱等發(fā)電項目，各地可參照本通知研究制定市場化方案。
國家發(fā)展改革委
國 家 能 源 局
2025年1月27日
