新能源上网电价市场化改革“136号文”解读
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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）推动新能源电力全面参与电力交易。“136号文”是新能源市场化道路上的转折性文件，政策导向极其明显，本文将对关键条款进行解读：
原文：
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。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。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
解读：
《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》中提出，2025年前，新能源市场化消纳占比超过50%。2029年前，实现新能源全面参与市场。136号文是按照这个总体规划来制定的。
原文：
（一）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。
解读：
新能源发展初期，新能源上网电价都有政府补贴支持。随着政府逐步退补，新能源消纳机制逐步过渡为：一部分“保障电量”（保量保价），加一部分的“市场电量”（市场定价）。136号文出台后，取消了传统的“保障电量”，电价通过市场化形成（也就是全电量入市），只不过为了政策平稳过渡，设定了一部“机制电量”。
原文：
（四）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（以下简称机制电价）、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。
解读：
由此可见，传统“保障电量”已不复存在，取而代之的是“纳入机制的电量”与“完全市场化的电量”两部分。机制电价并非传统意义上的保障性电价，而是依据市场化电量规模动态调节的过渡性安排。“机制电量”通过差价结算机制提供过渡性保障，“市场化电量”完全由市场定价，二者均属于市场化交易电量的组成部分。通过“机制电价”形成稳定的投资收益预期，可以理解为一种将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的方法，二者的比例、规模，只有等待各地的政策细则规定了。
原文：
（五）新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。
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。
解读：
存量项目电量规模：原则上存量项目纳入机制的电量规模应与项目原保障性收购电量规模大体保持一致，也就是说纳入机制的电量将与各地现行具有保障性质的政策所规定电量规模对应（例如某省规定新能源项目当期电量的60%保障性收购，剩余40%电量通过参与电力市场交易完成消纳），但是否完全一致还不得而知。136号文未明确规定存量项目的调整周期，给各省预留了空间（待各省细则出台后才明确）。个人推测存量项目纳入机制的电量规模会保持“相对稳定”的状态，预估调整频次较低，以便于保持收益预期的稳定性。
存量项目现行价格：136号文出来之前，各省每年都有一个市场交易均价（各同类项目的加权平均价），一般低于当地煤电基准价。机制电价与市场交易均价的多少，决定着发电侧需要补扣多少，决定着当地市场运行费用这个资金池的大小。当然，存量项目的机制电价也不一定是个固定值，也可能会分峰平谷或其他典型时段。
存量项目执行期限：对于存量项目来说，原有政策保障期限继续维持，不因改革缩短或调整，但现行政策保障期限到期后，存量项目将无法享受机制补偿。根据《可再生能源法》的规定，存量项目实行全额保障性收购制度，原则上存量项目机制电价的执行期限应为项目剩余运营年限。通常来说，陆上风电原保障期限一般为20年，集中式光伏原保障期限通常为20-25年。（对于各地竞争性配置的海上风电项目，如竞配时对保障收购的年限有承诺的，应按竞配时的标准执行。）
原文：
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。
解读：
“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”：纳入机制的电量规模超出消纳责任权重的，说明通过机制电价“保障”的电量规模较多，而参与市场竞争的电量规模偏低，为避免市场竞争失衡和差价补贴负担过大，需要在下一年度适当减少纳入机制的电量规模，间接促使更多的电量参与市场竞争。未完成消纳责任权重的，说明当地对新能源项目的保障能力仍有承受空间，可以适度加强政策支持力度，需要在下一年度中适当增加纳入机制的电量规模。
“单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量”：新能源投资企业在确定申请纳入机制电量的规模时有两种选择，即全电量纳入和部分电量纳入。如选择全电量纳入，所发电量都能按照机制电价进行结算，可以为企业提供更为稳定的收益保障，但丧失了获得更高收益的可能性。如选择部分电量纳入且竞价入选的，项目仅一定发电小时数内的电量按照机制电价进行结算，未按机制电价结算的电量其电价通过市场化交易形成。优点在于新能源投资企业可以通过电力营销（如通过优化发电预测或调整出力曲线，或许可以考虑将市场交易价格较低时段的电量纳入机制电价结算，市场交易价格较高时段的电量通过市场交易价格结算，将机制电量优化配置在最需要保障的交易价格较低发电时段）来获得更高收益，缺点在于预期收益的稳定性不足。
“增量项目的机制电价确定原则”：举个例子来说明机制电价的形成原理，例如某地2026年机制电量为150亿度，8个项目参与竞价。按电价从低到高排序，累计到第7个项目时，电量达到150亿度，那么第7个项目的投标电价，比如0.324元/度，就是这批项目的机制电价。入围的项目，无论投标价是多少，都能享受0.324元/度的电价。企业为了入围机制电量，一定会压缩成本，确保度电成本最低，更有竞争力。这样一来，高额的市场开发费自然就没有生存空间了！
“增量项目的机制电价竞价上限和下限”：市场交易价格低于机制电价时，差价补偿的费用由电网公司结算并纳入当地系统运行费用考虑，该部分费用虽然一方面可以通过“多退”形成的资金池支付，但另一方面如“少补”情况大于“多退”，差价补偿的额外支出最终会传导至用户端，大概率由工商业用户承担。设定竞价的上限可以确保差价补偿支出处于可控的范围内，避免让电网公司和电力用户承担过高的补贴成本。而设置竞价的下限，主要是为防止以低于成本的报价恶性竞争以抢夺市场份额。通过竞价的上下限限定方式，保障新能源行业的长期可持续发展。
“执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定”：项目达到确定的同类项目初始投资回收期限后，将不再享受机制补偿，一般来说，风电项目回收期10-12年（陆上）、15-18年（海上）；集中式光伏回收期8-10年（无储能）、12-15年（配储）；运营良好的分布式光伏回收期5-7年（工商业屋顶）、8-10年（户用）。不同类型的项目机制电价执行期限不同，省级价格主管部门每年评估行业平均回收期，根据市场变化、技术进步和地方政策进行一定的动态调整，调整后续项目的执行期限上限。通常来说，光伏、陆上风电投资回报期较短，机制电价执行期限将相对较短，海上风电、光热发电等项目投资回收期较长，机制电价执行期限也将较长。
“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”：针对未来投产项目，因项目的投产时间通常存在较大的不确定性，结合136号文的意思，延期投产不影响项目竞争的批次（仍与申报时的同批次项目竞争），延期投产的后果由企业自行承担。这一规定要求企业对未投产项目申报机制电价竞争时，需要对项目投产的时间有较为准确的预估。如对项目的投产时间预估不准确，延期并网会导致机制电价执行期限的起算时间提前、整体期限缩短，进而降低企业可以稳定预期的收益。
原文：
（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，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。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
解读：
“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”：目前，绿证价格一路走低，根据国家电网数据，在国家电网经营区域，2022年绿证交易均价28.10元/张，2023年交易均价为19.22元/张，2024年上半年交易均价9.6元/张，2024年底绿证市场价格急剧下降到了0.9元/张。文件很明确，新能源项目不管新增还是存量，如果纳入机制电价，得到了系统外差价结算多退少补的电价，就不再获得绿证收益。新能源项目纳入机制电价的最终结算价格，和不纳入机制电价但享有绿证收益的价格哪一个更高呢？绿证收益作为平价项目的增量收益来源之一，既然现在的平价项目中会有相当一部分电量不能再获得绿证收益，绿证的供给可能会出现阶段性减少，价格大概率会回升。发电企业是否需要结合自身情况，测算纳入机制电量收益高还是不纳入高，纳入机制电量的比例多少更合适，这些都是需要考量的问题。
“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”：一方面，《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027年）》当中，明确提出要整合源储资源，改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站。136号文取消强制配储，与以上文件共同形成了政策上对储能、虚拟电厂、智能微电网市场化发展的引导。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。从储能业务发展的角度，考虑到新能源全面市场化过程中，电价受到新能源自身发电特征影响，电价峰谷差拉大，具有不稳定性，因此，独立储能电站作为新能源项目调节波动的有效方式将与虚拟电厂等得到进一步的发展推动，增加储能等资源通过辅助服务（调频、备用）获得费用的获利空间。另一方面，新能源项目建设不再受强制配储限制，从项目建设成本角度考虑，有利于风光项目的投资建设。不过，考虑到新能源项目发电量需全部参与交易，不配置储能的光伏、风电项目出力高峰与负荷峰值耦合度差，影响电力交易价格，新能源投资企业仍可能会自主性配置储能设施，而存量项目投资业主需要在储能改造费用与项目增值收益之间作出权衡。
文章来源设计院的资深牛马