近日國家發展改革委、國家能源局發布《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》（以下簡稱《通知》），推動風電、太陽能發電等新能源上網電量全面進入電力市場。

這是繼2021年燃煤發電全面市場化改革后又一重大舉措，標志著我國新能源電價全面邁向市場化，對新能源發電行業及電力系統轉型將產生深遠影響。

（來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：武魏楠）

從內容來看，《通知》主要突出了3個方面的內容：

首先是新能源的全面市場化定價。新能源上網電量將會全部進入電力市場，電價通過市場交易形成，打破原有固定電價模式，推動新能源與煤電等傳統電源同臺競爭。

其次是設立差價結算機制保障穩定性。建立“新能源可持續發展價格結算機制”，對納入機制的電量實行“多退少補”差價補償：當市場價低于機制電價時補差價，高于時扣除差價。此機制為新能源企業提供收益托底，降低市場波動風險。

第三點是區分了新項目和老項目。對于2025年6月1日前投產的存量項目，通過差價結算與現行政策銜接，保障平穩過渡；而之后投產的增量項目，電價通過市場化競價確定，規模動態調整，鼓勵技術先進、成本低的項目優先發展。

從影響來看，《通知》對市場、技術、投資多個方面都有影響：

技術上來看，電價由市場形成后，企業需通過技術創新、管理優化降低成本，淘汰低效產能，促進產業升級。對于新能源制造企業來說，不僅需要關注發電效率的提升，更要關注發電與電網的配合以及參與電力系統的能力。考慮到光伏可調度性更差，未來“光+儲”的模式可能會更普遍（前提是成本必須進一步降低）。

經濟效益上來說，在全面進入市場初期，新能源發電的效益一定會產生影響。雖然差價結算機制通過“多退少補”平滑新能源因出力波動（如光伏午間低價、晚高峰缺電）導致的收入波動，穩定企業長期收益預期，降低投資風險。但新能源可調度性差的特性依然存在，抵御風險的能力還是很差。

由于此前新能源入市的參與程度較低，新能源企業需適應市場規則變化，短期內可能面臨交易策略調整壓力。部分地區甚至可能出現競價無序或惡性競爭，需通過設定合理競價上限、下限及動態調整機制防范。

由于存在存量項目和新項目的區別，政策對不同項目的執行給予了區分。但存量項目過渡期政策銜接還是需避免補貼退坡過快導致現金流壓力，增量項目則需確保競價機制透明公平

從積極層面來說，新能源全面入市是我國電力市場化改革的重要一步。我國電力市場化交易比例將顯著提升（發電側、用戶側均達80%左右），為統一市場規則奠定基礎。

新能源將會承擔相應的系統成本，倒逼其與儲能、調峰電源協同發展，推動新型電力系統建設。而且在跨省跨區交易規則完善后，新能源消納能力有望提升，或許可以減少棄風棄光問題。