新能源上网电价市场化改革落地需重视四个问题

2025年2月，国家发展改革委联合国家能源局印发了《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》（以下简称“136号文”），推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场、通过市场交易形成价格。如何理解“136号文”内容、把握关键，将直接影响各地制定具体实施方案的质量和效果。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：尹明）

对“136号文”出台背景的理解

“136号文”在此时出台，与我国电力发展面临的两个现实紧密相关。

一是新能源（特指风电和光伏发电）已成为我国最大装机电源和第二大电量来源，需要实现从政策保护到市场竞争的蜕变。在装机方面，2024年新能源发电装机第一次超过煤电，全国占比达到42%（风电和光伏发电装机占比分别为26.5%和15.5%）；新能源对年新增装机贡献率已连续8年超过50%，2023、2024年分别达到82%和83%。在发电量方面，2015年以来，除个别年份外，新能源发电均保持在20%以上的年增长率，2024年，新能源发电量超过1.8万亿千瓦时，全国占比达18.5%。加之，近年我国全社会用电量增速都超过6%，用电需求拉动作用强劲。可以预见，未来我国新能源装机大增量、高增速的势头还将保持。只有这样，才能有效支撑我国在年均新增6000~7000亿千瓦时用电量的同时，确保电力绿色成色不降低。这要求我国在加快推动新能源入市的同时，确保我国新能源有序、可持续发展。

二是如期完成全国统一电力市场建设任务目标，需要加强顶层设计，统筹各地构建适应新能源发电特性的现货市场。2025年，全国统一电力市场体系初步建成；2030年，全国统一电力市场体系基本建成，实现新能源发电全面进入市场。截至2025年2月底，全国共有包括南方区域在内的13个电力现货市场运行地区，共覆盖16个省份，其中，山西、广东、山东、甘肃、蒙西5个现货市场转入正式运行，湖北、浙江、陕西、安徽4个现货市场实现连续结算试运行。近年来，甘肃、山西、山东、蒙西等现货运行地区的新能源装机占比较高，接近或超过50%，新能源在现货市场，特别是实时市场中的作用，对出清的影响越来越大。这也倒逼上述地区出台实施了各具特色的地方政策。山东现货市场要求新能源发电场站以一定比例“报量保价”参与市场出清，山西现货市场要求新能源以“报量不报价”方式优先出清，甘肃现货市场要求新能源全电量参与市场，山东和甘肃还探索了新能源与储能联合出清的方式。同时，在其他一些地区的电力现货市场中，新能源入市的具体规则还处于探索试运行阶段，参与市场的程度还较浅，形成“冷热不均”的局面。

要如期实现全国统一电力市场阶段目标，当务之急就是统一各地对新能源入市的认识，加强顶层设计，加强交易机制衔接，改变现行的以当地燃煤基准电价为基础的新能源发电价格机制，促进各地区现货市场协调发展，夯实全国统一电力市场高质量建设基础。“136号文”在很大程度上可以起到此作用。

对“136号文”要点的梳理总结

“136号文”的主线可概括为：以2025年6月1日为界，区分存量和增量项目，建立新能源上网项目差价结算机制，将差价结算费用纳入系统运行费用，向市场化用户疏导，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。

在新机制下，增量新能源项目上网电量收入包括场内收入和场外收入：

场内收入=市场化电量×市场电价+机制电量×市场交易均价（公式1）

场外收入=差价结算费用=机制电量×（机制电价-市场交易均价）（公式2）

总收入=场内收入+场外收入=市场化电量×市场电价+机制电量×机制电价（公式3）

其中，项目发电量包括市场化电量与机制电量（即纳入可持续发展价格结算机制的电量）两部分，价格包括与市场化电量对应的市场电价，以及差价结算机制中的机制电价（即履约价格）和市场交易均价（即基准价格）。增量项目收入由场内收入和场外收入构成。场内收入包括市场化电量市场收入与机制电量市场收入。场外收入（即差价结算费用），指针对机制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。理解和把握好公式中各参数，特别是“三个电价、两个电量”的内涵与关系，对制定实施方案影响重大。

地方制定实施方案时

需要考虑的四个问题

增量差价结算机制包括每年新增纳入机制的电量规模、机制电价和执行年限“三要素”。各地在制定当地的实施方案时，需要将这三个要素与本地实际紧密结合。笔者建议，制定地方实施方案时应考虑四个问题。

新能源大增量发展趋势未变，

多省年新增纳入机制的电量规模较大

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。根据国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发的《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》，包括全国主要电力生产、消费省区在内的2/3的省区非水可再生能源电力增长超过3个百分点，超过7个、6个和5个、4个百分点的省区分别为3个、6个和12个、14个，远超过以往年均增长大约1.5个百分点的增速。以此测算，年新增非水可再生能源电量超过200亿千瓦时、在100～200亿千瓦时的省区个数分别有5～6个和10个，这些省区的年新增装机将超过10吉瓦。同时，随着国家对电解铝等高耗能行业陆续加上绿色电力消费比例的刚性约束，在一定程度上可以促进新能源的消纳与开发。按照近些年我国全社会用电量年均6%以上的增速，以及能耗“双控”向碳排放“双控”转型的政策导向，非水可再生能源发电快速发展的势头将保持。这也是判断未来多个省区的年新增纳入差价结算机制的电量规模和新增装机规模的重要依据。

开发建设模式将发生重大改变，

分布式光伏上网电量市场化又有新变化

近年来，分布式新能源爆发式发展，多地配电网基础设施不足和承载力不够的问题受到关注，绿电直供、新能源微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂等新模式推进实施，尚有机制性问题（如配电价格、调控职责、市场交易模式等）需要解决。

2025年1月，国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》更加强调分布式光伏的自发自用导向，自然人户用、非自然人户用分布式光伏可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式，取消了工商业分布式光伏发电全额上网模式，并规定2025年5月1日后并网投产的分布式光伏发电项目要执行新政策。可以预见，未来增量工商业分布式光伏项目的上网电量比例将较以前低，而户用分布式光伏的上网电量占比将提高。在此情况下，“136号文”提出的“上网电量原则上全部进入电力市场”，从字面理解，也应该适用于户用分布式光伏和自发自用余量上网的工商业分布式光伏。

上述两类分布式光伏可采取聚合体模式参与电力批发市场，在聚合体内实现“二次分配”；或者采用聚合体与所处配电网其他利益相关方开展就近交易，通过市场交易形成上网电价，此时需要做实地市层面电力调控和交易功能，需要对现有调控体系和交易体系进行体制机制层面的深度改变。2024年12月，国家能源局印发《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，明确提出，将分布式光伏作为单一技术类新型经营主体，将虚拟电厂（负荷聚合商）和智能微电网作为资源聚合类新型经营主体，平等参与电力市场。

随着分布式光伏发展模式的变化，势必要建立具有与之相适应的电力市场机制。从以往改革经验判断，分布式新能源作为单一技术类新型经营主体参与市场的发展相对要快于采用聚合体的模式，聚合体模式是建立在配电基础设施具有较强承载力基础上的，需要面对配电网投资、运营、监管等一系列新问题。这也是影响我国分布式新能源可持续发展的主要“瓶颈”，需要抓紧解决。

掌握新能源项目成本和收益情况，

确保差价结算机制发挥实效

差价结算机制的一个很重要的目的就是稳定增量项目收益预期，并在多处体现了新能源项目成本的重要性。例如，增量项目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；增量项目机制电价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；执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。

实现该目的需要一个重要前提——准确、及时掌握新能源项目的成本和收益情况。新能源项目投资与上游产品供给和下游新能源电量需求紧密相关。新能源项目供给侧是充分竞争的，市场化程度高、产业链长。在各地，差价结算机制落地方案编制负责单位，很难靠自己完成新能源上游市场和行业信息的搜集分析工作。破解之道就是，发挥有关行业协会、行业组织的力量，建立新能源产业链各环节发展指数体系，按照年度或半年编制新能源项目造价、成本、效益等报告，及时向会员单位、相关政府部门公开，支撑确定机制电价上下限工作，避免在机制电价竞价过程中出现一些项目故意报低价的“搭便车”行为。这有助于更真实地反映增量项目初始投资结构、规模和平均回收期，提高差价结算机制执行期限的合理性。

结合当地电力市场建设情况，

建议合理体现机制电量的绿色价值

绿色价值是新能源发电的核心价值之一，也是新能源得以较快发展的最大驱动因素。合理反映新能源电力的绿色价值，是构建适应新能源发电特性电力市场体系的应有之义。因此，差价结算新机制也应该考虑如何恰当地反映新能源绿色价值。由于差价结算费用被纳入到系统运行费用在市场化用户中分摊，机制电价也涉及到广大用户的切身利益，因此，相关规则和方法应强调透明性与合理性。

关键是要理解机制电价的含义和特点。根据“136号文”，机制电价是纳入在市场外建立的差价结算机制的新能源电价水平。作为差价结算机制的“价格对”，机制电价和市场交易均价应该具有相同的成分组成，这是差价机制的基础，即机制电价是否包含绿色价值，取决于差价结算机制中市场交易均价是否包含绿色价值。基于此认识，需要分析市场交易均价的特点。

“136号文”从两种情况对市场交易均价进行了规定。一是在现货市场连续运行的地区，市场交易均价由发电侧实时市场加权得到。根据《电力现货市场交易规则（实行）》规定，实时交易市场是电能量交易市场，仅体现电能量价值，不含绿色价值，因此，此种情况下的市场交易均价也不含绿色价值。二是在电力现货市场未实现连续运行的地区，市场交易均价由发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。根据《电力中长期交易基本规则》等相关规定，中长期交易既包含电能量价值，也包含绿色价值，因此，此种情况下的市场交易均价是包含绿色价值的。

可见，市场交易均价是否包含绿色价值，在现货市场连续运行与未连续运行的地区是不同的。因此，作为差价结算机制中与市场交易均价的配对价格——机制电价，在绿色价值方面也应体现这种差异性，即在现货市场连续运行地区的机制电价不包含绿色价值，机制电量可采用绿证获得绿色收益；在现货市场未连续运行地区的机制电价已包含绿色价值，机制电量就不应该重复获得绿证收益。

如何确定机制电量的绿色价值？由于机制电价是申报竞价得到的，现货市场未实现连续运行地区竞价得到的机制电价所含的绿色价值，可以采用入选项目最高报价所报的绿证价格，而市场交易均价所含绿色价值可用当地当月的绿证交易均价体现。通常，机制电价的绿色价值量与市场交易均价所含的绿色价值量，不一定相等，所产生的绿色价值“差价”与电能量价值“差价”一起由系统运行费用向市场化用户疏导。

考虑到目前我国大部分省级电力市场尚未实现现货市场连续运行，在差价结算机制落地初期，“136号文”规定，机制电量不重复获得绿证收益，也是可以理解的。在可再生能源和非水可再生能源电力消纳责任权重考核日益严格、高耗能企业绿电绿证需求持续增加的情况下，建议各地合理体现机制电量的绿色价值。

关于制订具体实施方案的四条建议

确保在“大增量、高增速”情况下我国电力供给充足、结构清洁、配置高效，势必要借助电力市场的力量，在确保新能源保持相应的规模和增量基础上，尽快推动其进入市场。“136号文”是一次将先进金融工具与我国新能源发展实际结合的有益尝试。各地在制定具体实施方案时，建议做到如下四点：

一是充分调动和发挥行业组织、协会等第三方平台作用。建立新能源市场信息、新能源在典型地区典型项目成本及收益分析报告，定期（每季度或每半年）向有关部门报送，支撑相关政策的制定修订。

二是重视完善与包含分布式发电的新型经营主体相关的政策机制，结合各地现货市场建设，分场景（消纳场景）、分类别（技术路线）开展新型经营主体试点示范工作，依托零碳园区建设，探索新型经营主体与电网公司业务和结算关系，实现各利益相关方互利共赢。

三是分类施策，拓宽配电网投资渠道，加快提升电网对新能源发电的承载配置能力。“大增量、高增速”的电力需求迫切需要与之匹配的配电网网架和调控、交易体系保障。这需要巨量的投资，仅靠电网公司投资是不够的。破解这一问题，需要从各类配电网的特点入手，创新投资方式和监管方式，减轻电网企业配电网投资压力，对不同类型配电网实现差异化监管，释放各类配电网价值。

四是结合各地电力现货市场建设情况，完善电能量价值与绿色价值的协同发展，将市场的决定性作用与政策的有效性有机结合，确保绿电、绿证价值彰显，供需调节有序，价格合理。

本文刊载于《中国电力企业管理》2025年2期，作者系博众智合能源转型中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员