2月9日，国家发展改革委发布《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》。

政策有四大核心变化，新能源正式告别“铁饭碗”，拥抱市场化：

1、电价全面由市场决定所有新能源项目（风电、光伏）上网电量全部进入电力市场，电价通过交易形成，告别政府“一口价”时代。存量项目逐步衔接，增量项目彻底市场化。

2、“差价结算”兜底，稳定收益预期新增“可持续发展价格结算机制”：市场价低于机制电价时，电网补差价；高于时，企业需返还差价。类似“多退少补”，让企业收入波动可控。

3、区分存量和增量，新老项目“分锅吃饭”存量项目（2025年6月前投产）：沿用旧政策电价（不高于煤电基准价），逐步过渡。增量项目（2025年6月后投产）：电价通过竞价确定，各省动态调整规模，成本低、技术强的企业更有优势。

4、电力交易规则升级现货市场：放宽限价，允许新能源参与实时交易，价格更贴近供需。中长期市场：交易周期缩短至“周、日”级别，合同灵活调整，绿电交易需明确绿证价格。

通知指出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。

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。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。

《通知》明确，创新建立新能源可持续发展价格结算机制，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。通过建立可持续发展价格结算机制，既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，有利于促进新能源可持续发展，助力经济社会绿色低碳转型。

政策自2025年6月1日区分新老项目。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：

（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。

（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

2025年6月1日起投产的新能源增量项目：

（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

（2）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。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。

（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

国家发展改革委、国家能源局做出解读，在改革方案的组织实施方面指出，允许地方因地制宜确定实施时间。考虑到不同地方新能源发展状况不一、电力市场情况不同，由各地按照国家政策制定具体方案，自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。