2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》。其中提出，推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。主要包括三个方面，一是推动新能源上网电价由市场形成，二是，对于上网电价结算以2025年6月1日为界限，分为存量项目和增量项目实施差价结算机制。具体解读见下文：

一、推动新能源上网电价全面由市场形成
 

上网电量全部进入电力市场交易，可以报量报价参与交易和市场形成的价格交易，通常报量报价通常是大型集中式项目打包卖给特定企业。

完善现货市场交易和价格机制：省级主管部门制定现货市场申报上线和申报下线。上线考虑各地工商业用户尖峰电价。下限考虑新能源在电力市场可获得的其他因素确定。

健全中长期市场交易和价格机制：缩短交易周期，使市场参与者能够更频繁、及时地进行交易。合同的条款可以根据新能源供应的实际情况进行调整，需要在电力交易过程中分别明确电能量价格和绿色电力证书价格；省内绿色电力交易不会采用这集中竞价或滚动撮合些特定的交易机制来进行独立的买卖活动，简化流程或提升交易效率。

鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

二、建立健全支持新能源高质量发展的制度机制
 

差价结算机制：省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门确定纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限。对于纳入机制的电量，结算价格为市场交易均价＋/-与机制电价的差额（即以机制电价结算，多退少补）。结算费用纳入当地系统运行费用。

新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限

对于2025年6月1号之前的新能源存量项目，

执行机制电价的规模：需要在现有政策基础上，依照地方政府的安排来划定电量规模，并且机制电价自主确定的执行机制电价的比例不得高于上一年。

机制电价：按照现行的价格政策，不高于煤电基准价。

2025年6月1日投产的增量项目：

执行机制电价的规模：每年新增纳入机制的电量规模由地方政府根据国家下达的目标完成情况和用户的承受能力来决定。调整机制：如果某地超出了国家要求的非水电可再生能源的电力消纳责任权重，那么该地下一年纳入机制中的电量规模可以适当减少。如果未完成该责任权重，则下一年纳入的电量规模可以适当增加。单个项目在申请加入机制时，可以将申请纳入的电量适当低于其总发电量，不必将全部发电量纳入该机制，灵活应对市场或政策变化。

机制电价：已投产和未来12月内将要投产且未纳入过机制执行范围内的项目参与竞价，政府设定竞价下限和竞价上限，按照从低到高的报价确定入选，以最高报价作为机制电价。（初期按技术类型分类组织分类报价评选）。

项目的执行期限：按照类似项目收回初始投资所需的平均时间来决定。开始时间：未投产项目为项目投产时间，已投产项目为项目入选时间。

新能源可持续发展价格结算机制的结算方式：结算时，将市场交易的均价与确定的机制电价的差额纳入各个省份的运行系统。

实际上网电量与当月分解电量：分解电量指每个地区会将参与市场机制的总电量按年度分解到每个月。当实际上网电量与低于月分解电量，即可能是当月的电力需求可能不足以消化掉分解到该月的计划电量，导致实际上网电量低于计划，按照实际使用的电量来进行。随后在每月逐步进行清算和调整，直到年底，

新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

三、不同主体的电价影响

对发电侧的影响：实际是将新能源独立划分开来进行竞价。当机制电价低于市场电价时，发电侧需要返还高于机制电价部分的收益。对于不同省份来说，供应格局较为宽松的地区，即供过于求，竞价形成的机制电价可能会低于市场电价。对于分布式和集中式来说，集中式由于规模优势能更好进入机制电价，影响较小。而分布式作为机制电价的接收者，较为被动。

对于用电侧的影响：当机制电价高于市场电价时，电网需要返还的差额由当地的工商业承担，即工商业的电费会出现调涨。差额部分统一计入当地的系统费用。

综合来看，推动新能源上网电量全面进入电力市场、逐步减少新能源政府定价的固定电价上网，通过市场交易形成价格，坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。实行新能源可持续发展的上网电价。