中國儲能網訊：國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合印發(fā)的《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），是我國新能源價格機制改革的又一次重要制度升級，標志著風電、光伏等新能源從“政策定價”全面轉向“市場定價”的關鍵節(jié)點。136號文確立了“市場主導、制度托底”的總體框架，推動新能源上網電量原則上全部進入市場交易，由市場形成價格，并建立可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，按存量與增量分類施策，兼顧競爭效率與收益穩(wěn)定。這不僅為全國統(tǒng)一電力市場建設提供了制度抓手，也為新能源產業(yè)高質量發(fā)展奠定了長期穩(wěn)定的預期與治理基礎。政策發(fā)布后，各地迅速響應并出臺細化方案，圍繞機制電量比例、電價上限下限、執(zhí)行年限等關鍵指標進行差異化設計。江西、新疆、湖南等地分別結合存量項目的收益結構和發(fā)電特性設定了機制電量比例上限；廣東、廣西等地則對分布式能源與海上風電提出專項安排；山東、蒙西等地在機制電量核定上引入發(fā)電小時數指標。這些因地制宜的探索，體現出地方在統(tǒng)一政策框架下的差異化落地能力，也為全國范圍內制度的平穩(wěn)運行提供了實踐支撐。
政策背景與戰(zhàn)略意義
136號文落地，標志著新能源價格機制從“政策定價”全面邁向“市場定價”
過去十余年，我國新能源依托標桿上網電價、財政補貼和保障性收購等政策實現了跨越式發(fā)展，光伏、風電裝機規(guī)模連續(xù)多年位居全球第一。固定電價在產業(yè)初期如同“穩(wěn)定器”，為企業(yè)投資決策提供了可預期的回報，推動了項目大規(guī)模落地。但隨著度電成本大幅下降、技術效率持續(xù)提升，這一機制逐漸暴露出市場化程度不高、價格信號不靈敏、資源配置效率受限等短板。
136號文的出臺，正是在全國統(tǒng)一電力市場建設加速推進、能源結構深度轉型的關鍵時期，將價格形成機制從“行政定價”轉向“市場定價”，讓價格不再只是政策文件上的數字，而是市場供需博弈的直接結果。這一轉變，不僅是制度層面的更新，更是市場邏輯的重構。
從“政策驅動”到“市場驅動”，實現能源轉型與市場建設的雙向融合
136號文確立了以全量市場化交易為主、可持續(xù)發(fā)展價格結算機制為輔的“雙軌并行”制度安排，開辟了新能源價格機制的新路徑。市場化交易釋放競爭與效率的紅利，差價結算機制則為企業(yè)提供必要的收益托底，防止價格大幅波動沖擊投資信心。這種制度設計的精妙之處在于，它既讓新能源項目直接面對市場供需變化帶來的挑戰(zhàn)，又為產業(yè)留出適應期，避免了“斷崖式”轉型的風險?？梢哉f，這是一種既符合經濟規(guī)律，又契合我國能源轉型階段性特征的平衡方案。
更重要的是，這種機制將價格信號的作用推向前臺，讓投資決策、運營調度、市場預期三者形成閉環(huán)，推動新能源從“被動享受政策紅利”走向“主動參與市場博弈”。這不僅是一次價格機制的改革，更是能源治理理念的深刻升級——從“保護性管理”邁向“競爭性引導”，為全國統(tǒng)一電力市場的建設注入了新的內生動力。
總體思路與頂層設計
市場在價格形成中居于主導地位，政府提供制度性保障
136號文的核心邏輯，是讓新能源價格真正回歸市場決定。文件明確，新能源上網電量原則上全部進入市場交易，由市場形成價格，這意味著過去“部分市場化+部分保障性收購”的格局將成為歷史。市場價格將直接反映供需動態(tài)、電網運行狀況以及各類電源之間的競爭結果，讓新能源在價格形成中不再是“被保護的特殊角色”，而是市場上的平等參與者。
與此同時，跨省跨區(qū)新能源交易的價格與機制保持現行政策不變。這一安排并非保守，而是出于市場平穩(wěn)過渡的考慮。跨區(qū)交易在新能源消納中占據重要位置，如果貿然調整機制，可能對已形成的交易關系和資源流通造成沖擊。因此，保留現有跨區(qū)機制，是在推動改革的同時，為系統(tǒng)運行和市場秩序預留穩(wěn)定性。
雙軌并行機制，為產業(yè)平穩(wěn)過渡預留制度緩沖
市場化交易是方向，價格結算機制是托底。136號文創(chuàng)新性地引入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制——在市場價格低于機制電價時給予補償，在價格高于機制電價時收回差額。這種機制，相當于為新能源項目加裝一道“減震器”：既不會因為價格暴跌導致投資收益崩塌，也不會讓超額收益無限膨脹破壞市場秩序。
這種“雙軌并行”的制度安排，充分體現了“競爭與保障并舉、效率與穩(wěn)定兼顧”的思路。它的價值在于，不僅讓市場信號充分發(fā)揮作用，還通過制度設計鎖定了投資預期的基本盤，確保在市場機制逐步完善的過程中，新能源產業(yè)能夠穩(wěn)健發(fā)展、持續(xù)吸引資本投入。
核心制度亮點解析
放寬限價區(qū)間，讓價格信號更加真實靈敏
價格的有效性，取決于其是否能真實反映市場供需。136號文在電力現貨市場上放寬了新能源申報價格的上下限——上限參考當地工商業(yè)尖峰電價，下限結合新能源在市場外的其他收益設定。這種寬幅價格區(qū)間的設計，一方面可防止價格過高沖擊用電成本，另一方面避免了低價長期壓制企業(yè)盈利空間。價格不再被硬性束縛，而是能更靈敏地傳遞出資源稀缺程度和系統(tǒng)運行狀況，讓企業(yè)有動力優(yōu)化調度、提高響應市場的能力。
縮短交易周期，提升中長期市場契合度
新能源出力波動大、季節(jié)性強，傳統(tǒng)年度或月度長協(xié)往往難以與實際出力完全匹配。136號文鼓勵開展更短周期的中長期交易，探索周、多日、逐日開市等模式，并增加交易頻次，讓交易結果更貼近實時供需變化。同時，允許合同條款結合新能源出力特性靈活設計，比如按照不同季節(jié)、時段差異化定價。這不僅有助于提高合同履約率，也讓價格信號更精準地反映新能源供需格局。
綠色電力交易制度完善，綠色價值獨立定價
136號文提出，綠色電力交易在申報和成交時分別明確電能量價格和綠證價格，并取消省內綠電交易單獨集中競價與滾動撮合。這一舉措將綠色價值從綜合電價中剝離出來，使綠證能夠獨立定價和流通。綠色消費和減排責任履行不再依賴行政指令，而是由市場需求驅動，推動綠色電力真正實現價值化、商品化。
差價結算機制區(qū)分存量與增量項目的精準設計
對2025年6月1日前投產的存量項目，機制電價延續(xù)現行政策、不高于煤電基準價，機制電量與保障性收購電量銜接，比例不高于上一年度，執(zhí)行期與原政策保障期一致。對于2025年6月1日后投產的增量項目，機制電價通過年度自愿競價形成，與本地消納責任權重掛鉤，期限按投資回收期確定。這種差異化安排精準匹配不同階段項目的風險承受能力，既穩(wěn)住了存量，又推動了增量直面市場競爭。
電力市場影響分析
價格：市場信號更直接，價格波動將成為常態(tài)
全量市場化交易讓新能源價格完全由供需關系驅動，價格信號將更直接地反映電力系統(tǒng)的實時緊張程度與資源稀缺性。在高負荷時段，新能源的邊際價值將顯著上升，價格有望獲得溢價；在低負荷、出力集中的時段，價格則可能快速走低。這種波動性特征，將迫使新能源企業(yè)從“鎖定收益”轉向“動態(tài)博弈”，通過靈活的報價策略、精準的發(fā)電預測和多元化的交易組合來獲取競爭優(yōu)勢。同時，用戶側也將更敏銳地感知價格變化，激發(fā)需求響應和負荷管理的潛力，形成市場與用電行為的雙向互動。
消納：差價結算與市場優(yōu)化提升新能源利用率
可持續(xù)發(fā)展價格結算機制為新能源在低價時段提供收益保障，有助于緩解因價格過低導致的棄電風險。同時，中長期與電力現貨市場的聯動、交易周期的縮短、合同條款的靈活化，都將提高新能源出力與用電需求的匹配度。通過更靈活的交易方式和更精準的市場信號，新能源消納能力有望穩(wěn)步提升，棄風、棄光率將進一步下降，實現從“有電難上網”到“應發(fā)盡發(fā)”的轉變。
收益：競爭與保障并存，投資預期更穩(wěn)健
全量市場化讓新能源收益更依賴市場表現，但差價結算機制為收益提供了底線保障——當市場價格低于機制電價時獲得補償，高于機制電價時讓渡超額收益。這一機制不僅平滑了收益曲線，還增強了投資的可預期性。對于存量項目，保障期內的穩(wěn)定回報有助于平穩(wěn)過渡；對于增量項目，機制電價通過競價形成，引導投資主體以技術進步和成本優(yōu)化贏得市場競爭。在競爭壓力與制度保障并存的格局下，新能源投資的長期吸引力有望保持穩(wěn)定。
各地實踐探索方案
存量項目穩(wěn)中有變，兼顧歷史收益與改革銜接
在存量項目安排上，各省份普遍采取了“?；尽⒘艨臻g”的思路。江西將機制電量比例上限設為90%，以確保既有項目收益的穩(wěn)定；新疆則區(qū)分補貼項目和平價項目，補貼項目按30%電量執(zhí)行，平價項目則提高至50%，體現了對不同收益結構的差異化對待。蒙西細化到發(fā)電小時數核定，集中式光伏、特許權風電等項目的機制電量按具體小時數上限計算，以精準控制規(guī)模；湖南則結合扶貧容量和分布式能源接入情況，將集中式風電、光伏的機制電量限定在上網電量的八成以內。廣東參考外省優(yōu)化經驗，保持機制電量比例彈性，而廣西則對分布式新能源100%納入機制電量，集中式則按年度單獨確定。電價方面，大部分省份錨定燃煤基準價，江西、新疆、蒙西、湖南、蒙東、山東、廣東、廣西分別在0.25～0.45元之間浮動，差異反映了當地成本水平與市場承受能力的不同。這種安排既平穩(wěn)延續(xù)了存量項目的收益模式，減少了改革帶來的短期沖擊，又通過比例和電價控制為未來市場化交易騰出了制度空間。
增量項目規(guī)則趨嚴，市場化競爭成為主旋律
對于增量項目，各省份普遍提高了進入門檻，以確保新建項目從一開始就處于市場化競爭的軌道。江西、山東要求首輪競價的機制電量比例不高于60%，并設定申報充足率不低于125%，以防資源閑置；湖南將新增納入機制的風電、光伏電量規(guī)模按年上網電量的20%核定，直接限制了規(guī)模擴張的沖動；廣東將申報比例上限控制在存量項目的90%，形成了遞進收緊的趨勢；廣西則將單個項目納入比例限制在80%以內，并結合市場化比例動態(tài)調整。在機制電價上，各地普遍采取上下限雙重約束：江西設定上限0.39元、下限0.20元，新疆在0.15～0.262元之間浮動，湖南、蒙東、山東、廣西也都明確了具體區(qū)間，其中廣西的上限定為0.4207元。執(zhí)行期限則依據項目類型和投資回收期設定，多數省份為10～14年，海上風電項目因建設周期長、成本高，普遍享有更長的保障期。這些設計讓增量項目必須憑借技術、成本與管理優(yōu)勢在市場中脫穎而出，形成“優(yōu)者生存”的競爭格局。
差異化體現因地制宜，統(tǒng)一框架確?！叭珖槐P棋”
從全國范圍看，各省份的實施方案都在統(tǒng)一的政策框架下展現了明顯的地方特色。沿海省份如廣東、廣西重點針對海上風電和分布式新能源制定專門政策；西北、華北等新能源集中度高的地區(qū)，通過發(fā)電小時數嚴格核定機制電量比例，確保高比例新能源接入下的系統(tǒng)穩(wěn)定性。這樣的差異化安排，并非對統(tǒng)一市場進行削弱，而是在保持方向一致的前提下，尊重資源稟賦、產業(yè)結構與電網條件的不同，讓“全國一盤棋”真正落在實處，也為全國統(tǒng)一電力市場的長期穩(wěn)定運行打下堅實基礎。
市場機制優(yōu)化建議
電力中長期市場機制優(yōu)化
一是建立完善適應新能源發(fā)電特性的中長期交易機制。推動中長期交易向更長周期、更短周期雙向延伸，提升交易頻次，實現中長期按日連續(xù)運營全覆蓋；推動中長期市場向精細化、標準化轉變，建立并推廣中長期帶曲線能量塊交易，實現帶曲線簽約、分時段結算；建立靈活高效的合同調整和轉讓機制，為新能源調整中長期合同持倉量提供有效手段。
二是完善中長期市場限價機制。進一步加強中長期市場與現貨市場的銜接，聯動現貨市場價格信號，完善中長期合約分時價格設計；合理劃分峰谷時段，擴大分時限價范圍。
三是進一步健全綠電交易機制。全面推廣多年期綠電交易機制（PPA），穩(wěn)定新能源收益預期。研究并合理確定新能源綠電交易規(guī)模，防范因綠電合同超簽造成的合同無法履約的風險。調整綠電交易規(guī)則，完善綠電交易雙邊協(xié)商、掛牌交易的組織方式，確保綠電交易平穩(wěn)推進。
四是規(guī)范開展代理購電。結合136號文，研究優(yōu)化代理購電交易組織方式，明確偏差結算和考核機制，推動代理購電用戶直接參與市場交易。
電力現貨市場機制優(yōu)化
優(yōu)化電力現貨交易組織方式。統(tǒng)籌做好電力現貨市場申報、出清、結算等工作，全面實現電力現貨市場長周期結算試運行，具備條件的地區(qū)加快轉正式運行。加快研究新能源報量報價參與電力現貨市場出清機制，配合政府優(yōu)化電力現貨市場出清價格上下限。深入研究納入機制電量的新能源參與日前現貨市場申報及出清方式，理順機制電量與日前現貨市場邊界、實時電力現貨市場偏差結算等問題。
合理設置新能源棄電優(yōu)先級。在新能源大發(fā)期間，新能源按“地板價”報價參與電力現貨市場，若此時需對新能源進行棄電，建議原則如下：在電力現貨連續(xù)運營地區(qū)，按照上網電量等比例棄電；在未實現現貨連續(xù)運營地區(qū)，按照社會福利最大化原則，機制電量分配比例高的新能源優(yōu)先棄電，機制電量分配比例相同的，中長期簽約比例低的新能源優(yōu)先棄電，中長期簽約比例仍相同的，按照上網電量等比例棄電。
