2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布。

　　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人解读称，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，亟需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。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

　　推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场

　　国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展。截至2024年底，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40%以上，已超过煤电装机。

　　中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌接受林卫斌表示：“当然，考虑到新能源特殊属性以及我国推进可再生能源替代，实现大规模、高比例新能源发展的要求，上述政策在市场交易之外建立了场外差价结算机制，对于保障新能源可持续投资和发展具有重要意义。避免因为市场价格的波动，影响新能源投资建设的步伐。”

　　提出，要建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

　　还指出，完善现货市场交易和价格机制。此后，广东、山东、甘肃电力现货市场陆续转入正式运行，而其他开展电力现货市场建设的区域仍处于试运行阶段。2023年颁布的和规定，只有依序开展模拟试运行与结算试运行，连续运行一年以上并依据市场出清结果进行调度生产和结算的现货市场才可转入正式运行。考虑到不同地区电力现货市场的建设进度，我国电力现货市场实现全覆盖尚需时日。

　　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

　　林卫斌进一步告诉，