近日，国家发展改革委、国家能源局发布《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》（下称《通知》）。《通知》坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。《通知》要求各地在2025年底前出台并实施具体方案。

据悉，改革主要内容有三方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目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。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。 

国家发展改革委、国家能源局有关负责同志在答记者问时表示，截至2024年底，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，已超过煤电装机。随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟须深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。

新能源电价市场化改革呼声已久。记者了解到，《通知》体现的改革导向得到新能源业内广泛认可。

鹿山新材董秘唐小军表示，《通知》传递了国家坚定发展新能源产业的积极信号。从产业影响上来看，改革落实后，光伏电站有望在白天的用电高峰期，尤其是夏季用电负荷峰值时期获得溢价收入，这有利于激发投资者投建光伏电站的积极性。从配额走向市场化交易后，西部地区“弃风弃光”现象有望进一步减少。

“光伏发电未来还有很大的想象空间。”唐小军表示，随着技术进步、成本下降，光伏发电价格已经可以和火电相媲美。未来光伏发电成本有望进一步下降，使光伏发电在电力市场中具备更高的竞争力。此外，光伏发电还能带来调节沙漠气候、减少建筑能源消耗等外部性和间接性收益。

“《通知》有望基本杜绝储能设施‘建而不用’的现象。短期来看可能影响一些已规划项目的实施，不过长期来看依旧利好储能行业。”中国电池工业协会储能分会副秘书长张健关注到，《通知》中写明“不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。张健分析，只有不强制才是真正的市场化。允许储能设施深度自由参与电力市场交易、获取更高的收益率、优化调度新能源消纳，才能高质量地发展储能产业，提高企业技术创新的积极性。

在看好政策导向的同时，也有企业人士提到，电力市场改革复杂深刻，后续需重点关注地方政府、电网、“五大六小”发电企业的执行情况。