理解“深化新能源上网电价市场化改革”的三个关键点

136号文的出台是我国电力市场改革的重要里程碑，目的是让新能源电量全面进入市场，形成更真实的价格信号，同时确保新能源行业的可持续发展。

一、上网电量全部进入电力市场

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)，下文简称136号文，明确提出“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。”

不区分集中式与分布式新能源、不区分存量项目与增量项目，一视同仁，全电量报量报价或者作为价格接受者，参与电力市场，只有把新能源全部电量推入市场，才能借助市场的力量反应真实供需关系，形成可信价格，如果大量的新能源电量被保证性收购，没有参与过市场交易竞价，形成的价格是失真的。

好处是新增的新能源项目电量入市的预期建立了，投资人会更加理性，也变得越来越专业，为自己的投资决策买单，市场更趋成熟；难点是如何让存量新能源项目还能活着，不同时期的存量项目的建设成本是不同的，且关系的利益群体极为庞大，不能产生系统性风险，136号文中总体思路提出“区分存量增量‘’、“政策统筹协调”，下文也会详细解读与此相关的差价结算、机制电价、机制电量和退出机制；

二、差价结算与机制电价

新能源上网电量全部进入电力市场形成真实供需关系下的价格，与此同时每个新能源发电企业的交易价格不等于其结算价格，在市场外建立差价结算的机制，来实现区分存量增量、区分市场主体类型并能够调动交易主动性。

举算例说明，假设同类项目市场主体PV1、PV2、PV3、PV4，在某现货市场连续运行区域，某月实时市场交易价分别为0.4、0.3、0.4、0.3元/度，为简化计算，假定交易量都是1度电，形成同类项目的月度加权均价0.35元/度，由于项目并网时间不同、原适用电价政策不同，机制电价分别是0.4、0.4、0.38、0.38元/度，那么实际结算的电价如下表所示：

比较市场主体PV1、PV2，尽管机制电价相同，由于交易策略、所处分区节点等不同，形成了各自不同的市场交易价格，最终在差价结算机制下形成了不同的结算价格；比较市场主体PV1、PV3交易价格都是0.4元/度，但是由于其适用的机制电价不同，最终结算的电价不同。通过差价结算和机制电价使得存量项目和增量项目、运营水平参差的项目等各类主体，有了较为公平的竞争环境，为资源最优配置提供的方案。

再举⼀例，假设同类项目市场主体W1、W2、W3，在某现货市场未连续运⾏区域，中长期交易价分别为0.41、0.4、0.39元/度，为简化计算，假定交易量都是1度，形成同类项目中长期加权均价0.4元/度，机制电价假设均为0.38元/度，那么实际结算的电价如下表所示：

比较市场主体W1、W2、W3，机制电价相同且低于加权均价，在差价结算机制下，⾯临超额回收0.02元/度；由于回收是在各自市场交易价的基础上发生，其主动参与电力市场并谋求更好表现的动机仍在；同时让电力市场适应性更好（表现为同类项目加权价⾼于机制电价）的主体思考是不是退出机制电价和差价结算，进⼀步推动电力市场的成熟，可见这个政策在我国电力市场改革不同阶段衔接中的巨大作⽤。

如果市场主体不报量报价，而选择作为价格的接受者参与市场，其电量的出清能够得到保障，但属于“躺平”式参与市场，无法获取理想交易价格，不是有效市场期望看到的，但是市场初期很多新能源主体不具备主动参与市场的能力，为了实现上文提到的“全部电量”，且“参与市场”，权宜之计罢了。后期越来越多新能源会通过主动配置储能等技术手段，提升市场表现，我们找机会再就这个观点展开，欢迎交流讨论。

存量项目机制电价的形成，推测涉及保障性收购的存量项目上⽹电量参照原有政策、规定、合同等形成，原则上不⾼于当地煤电基准价。

关于增量项目的机制电价，136号文中提到“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。”仍旧举算例说明，假设某区域202X年新增的机制电量总额为100万度电，符合条件的项目分类带量报价如下（报价由低到⾼排序）：

则该区域的202X年增量项目的机制电价为0.24元/度，进⼊该机制的市场主体是A、B、C、D、E，同时E进⼊的量也只有10万度，F不能⼊围。

三、机制电量和退出机制

理解136号⽂的关键还在于机制电量如何形成，先谈存量项目。⽂中提到“由各地妥善衔接现⾏具有保障性质的相关电量规模政策“，核⼼就是和《全额保障性收购可再⽣能源电量监管办法》（以下简称办法）进⾏政策的衔接，办法中明确将可再⽣能源发电项目的电量区分为保障性收购电量、市场交易电量，推断存量项目的保障性收购部分会直接进⼊机制电量，剩下部分则通过电力市场交易消纳，因报价⽆法达成交易的也不会再计⼊弃⻛弃光考核。

对于增量项目，有多⼤上⽹电量可以进⼊机制电量，136号⽂提到“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。”前⾯半句可以量化，后⾯则⽆法量化，因此我们分析“⾮⽔电可再⽣能源电力消纳责任权重完成情况”如何影响机制电量，参考“关于2024年可再⽣能源电力消纳责任权重及有关事项的通知“发改办能源〔2024〕598号（以下简称598号⽂）附件1：各省（⾃治区、直辖市）2024 年可再⽣能源电力消纳责任权重

以上海作为算例， 《上海电力供应环境可持续性关键绩效指标报告 （2023年度）》（以下简称报告）中明确提到，“2023年上海电⽹可再⽣能源⽤电量560亿千⽡时，同⽐增⻓7.7%，占我市⽤电量⽐重为30.3%，完成国家下达的30%指标。⾮⽔可再⽣能源⽤电量138亿千⽡时，同⽐增⻓32.7%，占我市⽤电量⽐重为7.5%，较国家下达的指标高1.5个百分点。”可以推断出以下结论：2023年的对上海下达的⾮⽔电消纳责任权重是6%，2024年提⾼到8%。报告中还提到“2023年，上海市经济总体平稳向好，年⽤电量达1849亿千⽡时，同⽐增⻓5.9%。”假设2024年上海⽤电量增⻓平稳为6%，如果136号⽂的机制电量确定规则应⽤在2024年上海的新增机制电量计算上，结果为：

136号⽂的⾼明之处还在于对退出机制的完善，136号清晰的定位就是电力市场化改⾰转折期，对于新能源上⽹电价的顶层设计，退出机制不仅包含执⾏到期，存量项目“按照现⾏相关政策保障期限确定。”增量项目“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。”还包含随着市场主体适应市场规则后，交易能⼒成熟或“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”的退出情形，同时规定，退出后就不可再进⼊。

结言陈词

非常期待各省市因地制宜的推出响应136号文的⾏动方案，中国电力市场化改⾰，未来可期。