关于136号文的6个错误理解与15个待细化点

136号文是新能源的毕业礼，标志着新能源开始正式走向社会，虽然在完全靠自己养活自己之前还要“父母”补贴一把。它同时也电改的又一个里程碑，标志着全国超80%的发电装机容量完全市场化了，并且也给其他发电进入市场指明了方向。

但136号文的专业性强，在理解上还存在一些典型误区；另外，作为一个全国性的框架文件，136号文在有些重要方面还有待各省市结合自身实际进行细化与深化。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：童虎）

一、关于政策文件的6个错误理解

错误理解1：纳入可持续发展机制后，所有新能源项目的结算价都等于机制电价。

●正确解读：

1）针对纳入可持续发展机制的同类新能源项目，所有项目的度电差价补偿标准完全一样，而不是无论市场交易价格是多少，都统一补到机制电价。

2）针对纳入可持续发展机制的新能源项目，补偿电量规模（即机制电量）绝大多数情况下小于自身发电量；

3）新能源结算时需要承担辅助服务与系统调节费用，最终单个项目的结算收入=市场交易收入+机制补偿收入-系统调节费用分摊

错误理解2：新能源项目纳入可持续发展机制的电量不需要做交易，仅需要针对剩余的电量进行交易。

●正确解读：

1）首先是所有新能源项目（集中式风、光，分布式项目）的全部上网电量都需要进入市场做交易，获得市场交易收入，承担系统调节费用分摊；

2）其次针对新能源项目的机制电量（全部上网电量的一部分）按照同类项目的统一补偿标准进行补偿。

3）体现在结算公式上，单个新能源项目的最终结算收入=市场交易收入（对应全部发电量）+机制补偿收入（对应纳入机制的补偿电量）-系统调节费用分摊（对应全部发电量）；

错误理解3：纳入可持续发展机制后，虽然差价补偿不一定很大，但肯定是正数，拿价差补偿比不拿补偿总是要好一些。

●正确解读：

1）参照图1，2025年1月，有些现货省份风、光实时市场交易均价并不低，机制电价减去市场交易均价可能是正数，也可能是负数；2025年6月1日后新投产项目的机制电价竞价结果可能会比较低，更容易出现低于市场交易均价的情况。

图1 2025年1月各连续运行现货省份的风、光捕获价（元/MWh）

2）正因如此，针对2025年6月1日后新投产项目，每年可以通过报价竞争方式确定是否被纳入可持续发展机制。

错误理解4：只要纳入可持续发展机制后，追求固定回报率的传统新能源投资模式就可以继续。

●正确解读：

1）针对纳入可持续发展机制的同类新能源项目，所有项目的度电差价补偿标准完全一样，而不是统一补到机制电价。根据单个新能源项目的最终结算收入=市场交易收入（对应全部发电量）+机制补偿收入（对应纳入机制的补偿电量）-系统调节费用分摊（对应全部发电量）这一公式可知，新能源项目的收入会在非常大承担上直接受市场交易影响，每年、每月的度电收入都会变化，不会是一个确定值。

2）136号文明确规定“适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出”，因此新能源补偿电价也会持续退坡，最终只有变化的市场交易收入。

错误理解5：签订多年期购电协议一定能提前管理好市场风险。

●正确解读：

1）在电力现货市场未连续运行地区，采用传统电量型物理交易模式时，这个结论问题不大（如果物理交易需要按时段交割，可能也会有风险）。

2）在电力现货市场连续运行地区，多年期购电协议采用差价结算，往往既没有办法锁定结算价差（因为差价结算中的现货价格不确定），更没有办法规避自身上网电量的现货收入风险。如果理解有误的话，多年期购电协议可能有时候还会增加电费损失风险。

错误理解6：新能源入市做交易会导致现货电价走低。

●正确解读：

1）新能源入市对现货电价走低没有直接关系，影响现货电价走底主要是新能源装机的增长。

2）在新能源入市政策没有颁布之前，各省现货市场出清中新能源或者已经在报价（只是不完全结算），或者是作为边界条件先行扣除，实质上已经是现货价格的关键影响因素了。

3）新能源入市交易导致中长期交易供给量增多与竞争性加强，中长期交易价格与现货价格的一致性可能更强。

二、文件框架下需要进一步细化的15个关键点

待细化点1：二（一）条“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“。

1）在电力现货市场连续运行地区有待明确：新能源参与现货时，是否可以报量不报价？

2）在电力现货市场非连续运行地区有待明确：新能源只能参与中长期交易时，接受市场形成的价格指哪个市场或哪个窗口的价格？

报量报价意味着需要新能源承担因为报价原因导致的电量不中标，报量不报价意味着申报的电量原则上是需要出清的。比如报量报价情形下哪怕新能源报的是下限价，也未必能全部中标，出清电量可能需要跟火电里也报下限价格的机组进行等比例分摊；而在报量不报价条件下，哪怕火电报的是下限价，新能源也会优先中标（因为安全约束原因除外）。

待细化点2：第一条“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“。

新能源电量是否可以享有公平的跨省跨区交易机会？还是需要优先留在省内？

在新能源富余省份，单省新能源消纳困难，价格也低；如果能够参与跨省跨区交易，新能源项目有机会抬高自身的市场交易价格，因此新能源与火电一样享有公平的省间交易机会。但新能源波动性强，年、月度交易不占优势，如果仅仅开展短周期跨省跨区交易，可能又没有剩余通道容量支撑。

待细化点3：第二条“适当放宽现货市场限价“。

现货价格上限按照上网尖峰电价的逻辑确定，还是按照用户失负荷的价值确定？

随着新能源的入市，对电力系统调节性资源的需求将进一步上升，而这就需要现货高峰时段的电价提高到一定的程度。目前对调节性资源波动运行的成本特性掌握不够，导致部分地区的现货出清上限价偏低，不能有效覆盖调节运行成本。

待细化点4：第三条“提高交易频次，实现周、多日、逐日开市“。

1）是逐工作日还是逐自然日开市？交易标的是日分时电量，还是月分时电量？在日分时电量作为标的情况下，交易窗口覆盖的标的日数量有多少？

2）交易方式是否主要采用集中竞价模式（因为交易与风险管控能力相对弱，对比双边品种，集中竞价对新能源可能更友好一些），是否与火电采用同样的交易窗口？由于当前很多省份的中长期价格体系与现货价格机制不一致，导致存在明显的套利机会，为此政策层面设计了中长期火电、用户侧持仓考核要求。新能源是否需要遵守同样的要求？

新能源在中长期开展高频交易成为必然，但如何与火电合理公平竞争需要关注，如果强制按火电持仓要求进行约束，新能源可能面临偏差考核风险；如果不约束持仓要求，新能源中长期交易将会接近现货价格，在火电持仓高的情况下，面临较大的低价风险。

本质上，中长期交易上下限不能设置围绕燃煤基准价设定，首先应当分时段设置，避免不同交易曲线面临不同的竞争限制；其次中长期交易价格需要与现货价格在逻辑保持一致，也就是围绕电能量价值设置限制，而不能在中长期价格中包含辅助服务、容量补偿等其他部分。

待细化点5：第四条“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“。

系统运行费用由用户侧承担，火电企业承担还是两侧共同承担？

用户侧承担可能是导致用电成本上升幅度最小的方式；如果由火电侧承担，大概率会导致报价提升，最终形成更高的市场出清价（市场出清价越高、差价补偿要求就越少，甚至会导致差价补偿是负数），新能源市场交易收入增加，用户侧受损。

待细化点6：第五条“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。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价“。

1）电量规模主要是在各省每年年底发布的下一年交易方案中给出，具有很大的不确定性。

2）现行价格政策下，有的省是采用单一价格，有的省采用的是带有上下限的价格带，确定实施细则时是否会调整还有待观察。

待细化点7：第五条“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“。

1）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的具体办法待细化。“超出消纳责任权重的“，是否指机制电量规模超过消纳责任权重要求？“未完成的“，是否指机制电量规模低于消纳责任权重要求？

2）增量风、光新能源项目纳入机制电量的规模如何分别确定？

待细化点8：第五条“2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（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“。

是报一段曲线，还是多段曲线？多段可以增加中标机会，有利于保持机制电价稳定。

待细化点9：第五条“2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定“。

回收初始投资的平均期限原则上与机制电价补偿有关，而此条又说机制电价补偿时间与回收初始投资的平均期限有关，需要有一个相对明确的执行办法。

待细化点10：第六条“电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定“。

按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，需要明确是否进行分区定价？如果是全省统一价，由于市场化交易收入受位置影响非常大，因此不同位置的项目，最终收益也会相差很大。

待细化点11：第六条“电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定“。

1）交易活跃周期具体是指什么样的时间跨度？开始日是年度、或月度交易窗口日，还是自然月的第一天？

2）根据发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定，是选择对应标的月的一、两个典型交易窗口？还是所有窗口交易均价？在分时段交易情况下，需要确保加权平均价格不因窗口选择发生大的波动。

在分时段交易背景下，除非是所有窗口交易结果的加权，如果只是选择典型交易窗口，原则上可能只有月度交易窗口有意义，因为其他交易窗口的加权结果波动可能非常大。

待细化点12：第六条“各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算“。

1）每年纳入机制的电量分解的月度分解办法需要细化。

2）如果实际上网电量低于当月分解电量的，往后续月份滚动的办法需要明确，是滚动接下来的一个月份，还是在剩余月份按照某种规则滚动？一般来说，相邻月份的市场交易价格差异会小一点。

3）如果年度实际发电量低于机制电量数量，如何处理尚待明确。

待细化点13：第八条“国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行”。

由于新能源电量规模小、交易能力弱，预测波动大，属于弱势市场主体，因此需要加强对大型发电、售电公司报价行为的监管，进一步明确事前、事中、事后监管规则，确保市场价格合理性。

待细化点14：第九条“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”。

已经签订长周期绿证出售合同的新能源项目是剔除出参与机制电量分配的名单？还是绿证收益收回，冲抵机制差价补偿费用？

待细化点15：第九条“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”。

在现货市场背景下，如果新能源需要承担系统运行调节费用，“双细则”费用，日前申报偏差回收等费用是否需要继续保留？

现货市场的作用就是用市场的手段完成新能源的平衡调节，并依据权责对等的原则承担系统运行调节费用。“双细则”费用，日前申报偏差回收等则是物理交易、控制功率预测偏差的思路，两者存在重复。