2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“文件”），决定推进新能源全电量入市、实现上网电价全面由市场形成。
这是继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措，也是贯彻落实党的二十届三中全会关于“推进水、能源、交通等领域价格改革”精神的重要举措。
《通知》提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革。
《通知》明确，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
这是我国首次明确新能源全电量无差别参与电力市场交易，意味着我国新能源项目的全部上网电量都要参与电力市场交易，上网电价由市场交易形成，新能源从此正式告别政府定价，实现了新能源与传统能源在电力市场的“场内同权”，清晰地传递出落实发电侧市场化改革的坚定决心。
具体来看，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。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，电量规模将根据各地非水可再生能源消纳责任权重完成情况、用户电价承受能力等综合确定。
二是新项目全部入市。新能源项目（风电、太阳能发电）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。
三是新的增量项目实行机制电价。由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
该机制的推出，相当于为新能源参与市场后的收益“上保险”，即无论新能源在电力市场中得到的电价是多少，纳入该机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算。此项措施的推出，既会理顺电力市场的价格形成机制，同时也可以很好地解决新能源参与市场后获得合理收益的问题，为其免除“后顾之忧”。
四是增量项目的定价权，很大程度给到地方政府。具体来说，就是新增项目的竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
该机制的推出，将新能源发展速度、规模的决定权更多赋予了地方，鼓励各地“量体裁衣”，体现权责对等，有利于统筹兼顾、综合施策，通过“软约束”提高新能源投资效率。
该文件还理顺了电力现货市场各环节的经济关系。此次新能源上网电价市场化改革，意味着我国80%左右的装机容量、80%左右的发电量上网电价实现了市场化，我国新型电力系统将进入高质量发展的新阶段。
这个文件对市场的影响将是巨大的，很多新能源项目投资的财务模型，要全部推倒，重新设计。
同时，电力现货市场的报价机制也很重要，这很考验项目投资方对新能源发电能力和市场价格的预测能力。那些对风电光伏出力预测精准，具有强大硬件和软件服务能力的新能源企业以及科技公司，将更具竞争力。
