原標題：深化新能源上網電價市場化改革——國家發展改革委、國家能源局負責人就相關文件答記者問

來源：新華網

原標題：深化新能源上網電價市場化改革——國家發展改革委、國家能源局負責人就相關文件答記者問

來源：新華網

新華社北京2月9日電 題：深化新能源上網電價市場化改革——國家發展改革委、國家能源局負責人就相關文件答記者問

新華社記者嚴賦憬、魏玉坤

國家發展改革委、國家能源局近日聯合印發《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》。文件出臺背景是什么？部署哪些任務？新華社記者采訪了國家發展改革委、國家能源局負責人。

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、太陽能發電等新能源發展，2009年以來陸續出臺多項價格、財政、產業等支持性政策，截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。

隨著新能源大規模發展，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調節責任，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發揮市場機制作用，促進行業高質量發展。當前，新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也為新能源全面參與市場創造了條件。

問：改革主要內容是什么？

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，配套建立可持續發展價格結算機制，區分存量和增量分類施策，促進行業持續健康發展。

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發展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環節建立可持續發展價格結算機制，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：為何要建立新能源可持續發展價格結算機制？

答：新能源發電具有隨機性、波動性、間歇性，特別是光伏發電集中在午間，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電出力，新能源實際可獲得收入可能大幅波動，不利于其可持續發展。

為此，經反復研究，通知提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續發展價格結算機制，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“多退少補”的差價結算方式，讓企業有合理穩定的預期，促進行業平穩健康發展，助力“雙碳”目標實現。從國外情況看，新能源發展較好的國家通常采取類似做法。

問：如何區分存量和增量分類施策？

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、造價持續降低，新老項目經營成本差異較大，需要平衡好新老項目關系。在充分聽取各方意見建議基礎上，通知提出在實施新能源可持續發展價格結算機制時，區分存量和增量，分類施策。

存量項目和增量項目以2025年6月1日為節點劃分。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。6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，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，有利于更好發揮市場作用。

問：對終端用戶電價水平有何影響？

答：這項改革，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業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可能略有下降，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。

問：對電力行業會有什么影響？

答：此項改革標志著以市場化方式建設新型電力系統邁出關鍵步伐，將對電力行業帶來深遠影響。

一是有利于推動新能源行業高質量發展。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，引導新能源行業健康有序發展。二是有利于促進新型電力系統建設。新能源入市交易后，將公平承擔電力系統調節成本，各類電源在電力系統中的價值將得到更充分體現，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展，助力構建更加高效協同的新型電力系統。三是有利于加快建設全國統一電力市場。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則將按照國家要求相應完善，能夠極大促進全國統一電力市場建設。

問：將如何做好組織實施？

答：國家發展改革委、國家能源局將會同有關方面組織好實施。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。二是強化政策協同。三是做好跟蹤評估。

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