近日，国家发展改革委、国家能源局联合发布通知（发改价格〔2025〕136号），推动我国新能源上网电价市场化改革。《通知》的出台实施不仅标志着我国新能源发电行业正式迈入“全面市场化”新阶段，也是我国推动构建全国统一电力大市场的新举措，更是我国落实二十届三中全会精神，推动新能源发电行业发挥市场在资源配置中起决定性作用的新创举。

一、新能源上网电价向全面市场化转型

此次政策的核心目标是改革新能源上网电价形成机制，推动新能源上网电价从“政策驱动”向“市场驱动”转型，实现市场在新能源电力资源配置中发挥决定性作用。

一是改革目标：发挥市场配置资源作用。传统的新能源电价由政府定价或补贴及部分市场定价，导致价格信号失真。企业更关注如何获取补贴而非技术创新，部分项目甚至出现“为补贴而建设”的扭曲现象。市场化改革后，电价由市场竞争形成，能够真实反映供需关系、技术成本与企业管理运营能力差异，有利于产业形成鼓励技术创新的市场环境，实现产业企业优胜劣汰的正向循环和可持续发展目标。

二是改革举措：全电量入市，打破“保量保价”依赖。《通知》明确要求风电、光伏等新能源电量“原则上全部进入电力市场”，彻底终结了以往“保量保价”的政策保障模式。之后，新能源电价由供需关系决定，项目开发企业须直面市场竞争，这将倒逼企业采用先进成熟技术，提高项目管理运营能力，提升项目整体发电效能，降低度电成本以提升竞争力。

三是改革保障：“四不准”划清行政干预边界。《通知》明确禁止地方将储能配置作为项目核准前置条件、禁止向新能源不合理分摊费用等，直指此前地方保护主义与行政干预乱象，为市场化改革扫清行政干预障碍。

二、市场机制下的可持续发展之策

此次改革的最终目标是推动我国新能源产业高质量发展，其显著特征之一即是产业可持续发展。任何改革，其实施过程中不免会带来一些阵痛，这就需要一些特殊安排以将改革影响降至最低，以最小代价最大化实现改革目标。

一是分类管理：保障改革措施平稳实施。《通知》不是一刀切，而是采用存量与增量项目分类管理，设置了过渡性机制以平衡改革带来的影响，推动改革平稳顺利落地实施。2025年6月1日前投产的项目为存量项目，执行过渡性差价结算机制，电价不高于当地煤电基准价，允许企业通过技术改造逐步适应市场竞争；2025年6月1日及之后投产的项目为增量项目，采用竞价机制确定电价，初期按技术类型分类组织，避免低价恶性竞争，同时设定竞价上下限稳定市场预期。

二是结算机制：可持续发展的“安全垫”保障。政策设计了“差价结算机制”作为过渡性安排：当市场电价低于机制电价时，电网企业补足差额；反之则无需补贴。这一机制既避免了财政直接补贴的压力，又为新能源企业提供了收益兜底，降低了全面市场化初期的经营风险。

三是分离定价：绿色价值显性化。《通知》首次提出在绿色电力交易中“分别明确电能量价格和绿证价格”，将环境权益从电力商品中剥离定价。此举不仅为绿证交易市场注入活力，也为新能源企业通过碳市场、绿证交易获得额外收益开辟路径，更增强了政策的灵活性。

四是动态调整：为政策退出预留空间。《通知》明确提出“条件成熟时择机退出差价结算机制”，显示出政策制定者对市场化进程的清醒认知。通过动态评估机制效果，避免长期依赖行政干预，确保改革最终回归市场本位。

三、新能源的“成人礼”与电力市场的“新起点”

此次电价市场化改革，既是新能源行业告别政策哺育的“成人礼”，也是中国电力市场迈向成熟的关键一步，是构建全国统一电力大市场的新起点。

改革不是一蹴而就，也不是一纸文件就能完成，需要持续渐进的改进，在实践中对现有政策及时修订完善。

一是加快完善电力交易市场。完善“容量电价”等多方机制，构建形成多层次价格体系，实现各电力品类各司其职、各取所得。构建完善跨省跨区交易成本分摊机制、收益分成机制，完善生态补偿机制，实现区域间省间产业发展与生态保护平衡和谐。

二是鼓励改革创新。完善创新管理激励机制，鼓励新技术应用，引入AI大模型、大数据、新型通讯技术、区块链技术等先进信息通信技术，提升交易数智化水平，提升效率和透明度，保障交易便捷透明可追溯。

三是鼓励金融创新。设立“转型基金”：从市场化交易收益中提取一定比例，用于补贴存量项目技术改造或退出补偿，缓解企业转型压力。试点“电价保险”产品：鼓励金融机构开发针对电价波动的保险产品，对冲市场化改革风险，增强企业参与信心。

总之，新能源上网电价市场化改革是推动我国新能源产业高质量发展的新探索，是构建全国统一电力大市场的新起点，是完善新能源产业高质量发展“中国方案”的新思路，值得期待。