一、改革背景与目标

背景：

• 截至2024年底，我国新能源发电装机规模达14.1亿千瓦，占电力总装机的40%以上，超过煤电装机。但固定电价政策无法反映市场供需和系统调节成本，导致新能源消纳矛盾突出，亟需市场化改革。

• 国际经验（如德国、英国的差价合约机制）和国内电力市场试点为改革提供借鉴。

目标：

• 推动新能源从“政策驱动”向“市场驱动”转型，通过市场化机制优化资源配置，促进新型电力系统建设和“双碳”目标实现。

二、核心改革措施

新能源上网电价全面市场化

• 市场交易全覆盖：新能源项目（风电、太阳能发电）的上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成，政府定价全面取消。

• 现货与中长期市场完善：

  • 放宽现货市场限价，允许新能源公平参与实时市场，加快自愿参与日前市场；

  • 缩短中长期交易周期至周、多日、逐日开市，鼓励签订多年期购电协议以稳定供需。

新能源可持续发展价格结算机制

• 差价结算规则：对纳入机制的电量，当市场交易价低于机制电价时，差额由系统运行费补偿；高于时扣除差价。通过“多退少补”稳定企业收益预期。

• 机制电价形成：

  • 存量项目（2025年6月1日前投产）沿用现行政策，机制电价不高于当地煤电基准价；

  • 增量项目（2025年6月1日及以后投产）通过竞价确定机制电价，竞价上限由省级部门根据成本、供需等因素设定。

存量和增量项目分类施策

• 存量项目：通过差价结算实现平稳过渡，鼓励设备升级以提升竞争力；

• 增量项目：完全市场化定价，需通过竞价纳入机制，倒逼企业技术创新和成本优化

三、政策影响与保障措施

对行业的影响

• 收益稳定性增强：差价结算机制降低新能源项目收益波动，吸引长期投资。

• 市场竞争加剧：增量项目需通过竞价获取机制电价资格，推动行业效率提升和技术进步。

• 电力市场协同：新能源与煤电公平竞争，加速全国统一电力市场建设。

对用户的影响

• 居民和农业用户电价不受影响；工商业用户电价短期基本持平，长期随市场供需波动。

保障措施

• 地方实施方案：各省需在2025年底前制定具体方案，因地制宜推进。

• 政策协同：

  • 绿证收益与机制电量互斥，避免重复补贴；

  • 禁止将储能配置作为新能源项目并网前置条件，优化开发环境