联合印发了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（以下简称《通知》），加强完善新能源参与电力市场的交易和

　　“通知总体包含两大核心内容。第一块核心内容是指，所有新能源的上网电量都将全部进入电力市场，上网电价将完全通过市场交易来确定，实现全面入市。我们叫做‘全电量入市’。”相关负责人对《中国能源报》记者表示，第二块核心内容是，同步建立一个支持新能源可持续发展的价格结算机制。该机制类似于国际上政府授权的合约差价结算机制。在此机制中，我们区分了存量和增量两部分。对于存量部分，通过差价结算的方式，确保现有新能源项目的保障数量、保障价格和保障期限与现行政策保持一致，即存量的保障不受影响。存量和增量的划分将以2025年6月1日为界。

　　业界一致认为，《通知》将推动我们国家新能源产业从追求数量增长转向追求更高质量的发展阶段。

　　《通知》明确，适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。

　　《通知》最大的亮点是，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。

　　业内认为，这一机制的完善，旨在通过合理的价格信号引导新能源企业理性参与市场之间的竞争。同时，省内绿色电力交易不再单独组织集中竞价和滚动撮合交易，而是鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。这种长期稳定的合作模式，有助于提前管理市场风险，形成稳定的供求关系，为新能源的消纳提供更可靠的保障。

　　“通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。”政府相关负责人解释，这类似于建立场外保障机制，即新能源企业与地方政府签订一份长期合同，在此期间将维持固定的执行价格。这相当于为新能源公司可以提供了一份长期的保障。

　　当然，签订长期合同的资格，需要经过竞争。首先，合同的价格通过竞争性报价来确定。其次，参与竞争的各方还需争夺入围资格。电力行业资深专家赵克斌接受《中国能源报》记者正常采访时指出，对存量项目而言，与现行政策相比，《通知》只是保障性收购电量的具体执行方式变了。现行保障性收购电量执行“基准价+补贴”，新政把“基准价+补贴”变成了“机制电价”与“市场电价”的多退少补，即纳入机制电价的电量（这部分电量基本对应的是原保障性收购电量部分）结算按照“机制电价+补贴”结算。对已经入市的市场化交易电量（2024年出台的监管办法把可再次生产的能源上网电量分为保障性收购电量+市场化交易电量）没影响。“新能源参与电力市场需要制度创新，如何建设适应新能源高占比的新型电力市场，是当今世界和我国电力市场演进中面临的新挑战。”

　　赵克斌表示，新政的出台，创新建立了新能源可持续发展价格结算机制，开启了新能源全部进入电力市场时代，设计了新能源参与市场并存的“两种模式”，一种是无场外保障机制的电力交易模式，一种是有场外保障机制的电力交易模式。无论如何，对任何项目包括新能源项目投资的市场风险永远存在。

　　国家能源集团技术经济研究院柴玮对《中国能源报》记者表示，市场机制并非万能，并不能解决新能源固有的出力特性问题。然而，通过市场机制的作用，一是能够在一定程度上促进新能源实现经济性消纳，从全社会的角度实现效益最大化。二是利用市场机制拉开价格限价。当新能源大发时，若其出力足以满足负荷需求，新能源将成为市场中的定价机组。此时，市场行情报价将自然降低，其他电源将尽可能减少出力，从而为新能源腾出电量通道，确保新能源得到最大限度的消纳。

　　“从企业的视角来看，对于新能源投资，最重要的就是政策的延续性，即所谓的‘另一只靴子迟迟不落地’会导致投资预期不明确。”柴玮分析，自2016年起，我国实施了保障性消纳政策，采取了标杆电价加补贴的模式，随后逐步过渡到竞价机制，补贴也逐步退坡。市场参与者普遍形成了一种预期，即传统的固定电价制度将不再延续，但具体何时结束，尚无明确时间表。这种不确定性给企业的投资决策带来了极大的困扰。

　　柴玮表示，企业在制定投资策略时，难以预测未来十多年的电价走势。若采用市场定价机制，企业便可以依据市场供需情况和燃料价格（如煤价）等因素进行一定的预测分析。“也能够理解为，市场化的调节机制，有助于新能源的经济性消纳，还能促进企业投资更为理性，提升企业的投资效率，从而促进整个新能源行业的高水平质量的发展。”