2月9日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《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展的通知》，明確將按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的總體思路，全面深化新能源上網電價市場化改革，建立健全支持新能源高質量發展的價格機制，支持新能源企業全面參與電力市場競爭。

(來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：張超)

政策在“兩機制、兩銜接”方面，實現了制度創新。一是創新引入“機制電價”并實施差價結算，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，不僅為新能源全電量入市提供基礎，同時也為新能源收益波動提供了有效緩沖。二是創新引入競價機制，增量項目的“機制電價”由發電企業申報后的邊際價格確定，通過市場方式形成激勵約束相容效果，合理限制結算價格水平。三是創新實現補貼政策銜接，對處于全生命周期合理利用小時數以內的新能源項目，先價補分離、后差價結算，有利于穩定受補貼項目收益水平。四是創新實現與市場制度銜接，明確限定新老機組按“機制電價”差價結算的執行期限，最大程度鼓勵新能源參與市場競價，發揮市場配置作用。

政策出臺將有利于促進全國統一電力市場建設，發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好服務新能源高質量發展。體現在以下三個方面：

一是深化新能源上網電價市場化改革將有力推動各類優先發電穩步進入市場。近年來我國持續推進電價市場化改革，2021年國家發改委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》(1439號文)，全面推動燃煤發電機組和工商業用戶進入市場，拉開了我國電價市場化改革的序幕。在“雙碳”目標驅動下，我國風光新能源快速發展，逐漸成長為我國能源電力供應的主力電源，截至2024年底我國新能源裝機達到14.1億千瓦，占比達到40%以上，首次超過火電裝機規模。高比例新能源下，優先發電裝機規模和電量占比不斷提高，導致發用兩側市場化電力電量難以有效匹配，產生較大的不平衡資金，亟須加快以新能源為主的優先發電穩步入市進程。此次深化新能源上網電價市場化改革，將全面推動新能源進入市場，進一步增強新能源與用戶之間的互動，也將為下一步水電、核電等優先發電進入市場提供參考。

二是深化新能源上網電價市場化改革將有力推動調節性資源加快建設。隨著新能源裝機的快速增長，新能源的隨機性、間歇性、波動性對電力系統運行方式帶來了較大沖擊，傳統煤電機組利用小時不斷下降并逐步向調節性電源轉型。但“十四五”以來我國新能源裝機年均增長25%，遠高于抽蓄電站、煤電靈活性改造的增速，電力系統調節能力不足的問題逐步凸顯。此次深化新能源上網電價市場化改革，新能源全面進入市場后，結合電力現貨市場加快建設，市場價格信號將充分反映系統運行邊際成本，進一步拉大現貨峰谷價差，為發用兩側各類調節性資源提供更多效益空間，從而促進調節性資源加快建設。

三是深化新能源上網電價市場化改革將有力推動全國統一電力市場建設。新能源是電力市場建設的重要拼圖，在差價結算機制保障下，新能源可充分運用低邊際成本優勢，全面參與中長期交易與現貨交易，多層級參與省間、省內兩級電力市場，突破電力資源配置的時空局限，推動新能源在更大范圍的消納與資源優化配置。同時，新能源入市后電能量市場價格將真實反映發電成本與供需關系，為輔助服務價值、容量價值的獨立反映提供基礎，有助于加快輔助服務市場和容量市場建設，逐步構建反映電能量、容量、輔助服務等多元價值的市場化價格體系，促進各交易品種在時序、價格、交易及結算等方面有效銜接，實現中長期、現貨、輔助服務及容量市場的聯合運營。

新能源上網電價市場化改革是繼煤電全面入市后，我國電力市場化改革又一項重要舉措。下一步，各方要協同發力，確保改革取得實效。對于電網企業，應加快完善調度運行、電量計量、電費結算等流程，為機制落地執行提供有力支撐;對交易機構，需關注改革對交易組織、市場運營等方面影響，向交易各方做好宣傳解釋;對發電企業，則需改變原有規劃建設思路，認真研判市場供需形勢，從以量為主的發展轉向質量兼顧，真正推動新能源行業實現高質量發展。

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件，作者供職于國網能源研究院有限公司。