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》（下称《通知》）。

据悉，改革主要内容有三方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

国家发展改革委、国家能源局有关负责人解读称，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

完善现货市场交易规则

国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展。截至2024年底，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40%以上，已超过煤电装机。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌接受《每日经济新闻》记者微信采访时表示，“在我国新能源占比逐步提高，并最终实现以新能源为主体的新型电力系统背景下，新能源全面参与电力市场交易是必然要求。”数据显示，2024年1月至7月，我国风光发电占总电量比重超过20%，林卫斌认为：“加快推进新能源入市对于完善我国电力市场建设、健全新能源发展的长效机制具有重要意义。”

《通知》提出，要建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

同时，《通知》还指出，完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。

林卫斌告诉记者：“电力现货市场建设相对滞后。从我国电力现货市场建设进程看，国家发展改革委先后于2017年与2021年布置了两批电力现货市场建设试点省份。2023年12月，山西电力现货市场在历经五年试运行后，成为我国首个转入正式运行的电力现货市场。”

此后，广东、山东、甘肃电力现货市场陆续转入正式运行，而其他开展电力现货市场建设的区域仍处于试运行阶段。2023年颁布的《电力现货市场基本规则（试行）》和《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》规定，只有依序开展模拟试运行与结算试运行，连续运行一年以上并依据市场出清结果进行调度生产和结算的现货市场才可转入正式运行。考虑到不同地区电力现货市场的建设进度，我国电力现货市场实现全覆盖尚需时日。

纠正不当干预电力市场

记者还注意到，在强化政策协同方面，《通知》提出：“强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，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。”

林卫斌进一步告诉记者，对于电源侧储能，“强制配储”并非长久之计，需要与其所配套的电源耦合，共同参与电力市场。例如，储能系统可在新能源参与电力批发市场过程中依据现货市场价格灵活地储存或释放电能以获取电价差额收益，燃煤发电机组配储可有效改善机组调频性能。对于电网侧储能，抽水蓄能和大型独立储能电站需以两部制电价为过渡，逐步走向通过容量市场与辅助服务市场实现收益。

对于用户侧储能，其发展须由依赖补贴逐步向市场化方向转变，参与需求响应和系统调节。要通过立法等方式明确分布式风光储联合单元等主体的独立市场地位，遵循技术中立原则，鼓励各类主体公平参与电能量市场、辅助服务市场、容量市场、绿色市场等各类市场，与发电企业、电力用户、售电公司等经营主体享有平等的权利义务，同等承担各自在各类市场的经济责任、独自承担市场交易结果。

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