2月9日，国家发展改革委与国家能源局联合发布了一份在新能源领域引起强烈反响的重磅文件——《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》。这份文件如同一块石子投入平静的湖面，在行业中激起层层涟漪，标志着我国新能源发展进入了一个全新的阶段。

一、市场化改革：新能源电价的新征程

我国新能源发电装机容量持续攀升。到2024年底，全国新能源装机规模达到约14.1亿千瓦，占全国总装机容量的40%以上，已超过燃煤发电装机容量。然而，随着新能源快速扩张，固定上网电价机制的弊端逐渐显现——既不能真实反映市场供需关系，也无法公平分担系统平衡责任。此次改革可谓恰逢其时。

这次改革的核心，是让新能源上网电价完全由市场决定。原则上，所有新能源项目的上网电量都应进入电力市场，通过市场交易形成价格。这意味着新能源将与煤电等传统能源在同一起跑线上竞争，进一步扩大市场化交易范围，为构建统一的全国电力市场注入强大动力。

二、价格结算机制：保障行业可持续发展

新能源发电具有随机性、波动性和间歇性等特点。以光伏为例，发电主要集中在中午时段，供给大量增加、价格走低；而在傍晚用电高峰时段，光伏贡献有限、价格走高。这种价格波动导致新能源项目收益起伏过大，影响可持续发展。为此，《通知》提出建立价格结算机制以支撑新能源健康发展。

在纳入机制的电量范围内，将采用“差额结算（补差/扣差）”的方式：

• 当市场交易电价低于机制电价时，差额部分予以补偿；

• 当高于机制电价时，超出部分予以扣回。

电网企业将按机制电价进行月度结算，市场交易平均电价与机制电价的差额，将计入当地电力系统运行成本中。

该机制在电量范围、价格和期限方面，区分存量项目与增量项目：

• 对2025年6月1日前投运的存量项目，机制电量衔接现行政策，项目可每年自主决定纳入机制的比例，机制电价沿用现行定价政策且不得高于当地煤电基准价；

• 对2025年6月1日及以后投运的新增项目，每年纳入机制的新增电量将根据非水可再生能源消纳目标等因素确定，机制电价通过地方组织的竞争性方式在自愿参与项目间形成。

三、深远影响：变革与机遇并存

此次改革将对光伏电站收益模式带来重大调整——从原先的“量价双保”转变为“量价皆不保”。项目收入将由市场交易收益 + 差额结算补偿 − 分摊辅助服务费用构成。同时，6月1日前并网的项目仍享有“价格底线”，预计将掀起一波“抢装潮”，分布式光伏也将因此受益。

储能的价值将进一步凸显。
尽管文件明确提出不得将储能配置作为新能源项目审批、并网或上网的前置条件，但从长期看，新能源项目仍需承担系统平衡成本，因此与储能、灵活调节型煤电机组的协同发展将成为大势所趋。出于项目收益考量，新能源企业很可能会“自愿加装储能”。

区域差异化特征也将增强。
无论是存量还是增量项目，各地将结合自身实际确定机制电量、价格和期限。由于各地区在资源禀赋、发展阶段、电力供需等方面存在差异，新能源市场化交易的区域特色将日益显现。

这场新能源上网电价的市场化改革，不仅是电力体制改革的重要里程碑，也预示着中国新能源行业正从政策驱动迈向市场驱动与高质量发展的新阶段。