评论｜如何落实发改委[2025]136号文？

1）新能源如何参与日前市场。新能源全面进入电力市场，价格由市场形成，如何参与市场、参与哪个市场、以何种比例参与具体某个市场，都应该由市场主体自主决策，136号文的一些提法是建议性的，不是强制性的，比如：“自愿参与日前市场”不意味着不能参与日前市场。需要明确日前市场的性质和作用，如果日前市场有结算义务，可以将日前市场看为更接近交割的“远期市场”（forward market），需要要求、区分风光等波动性可再生能源在日前市场的两种申报：功率预测即最大发电能力、希望在日前市场销售的功率。日前市场应要求包括风光在内的所有发电资源申报发电能力数据，但多少比例在日前市场销售由市场主体根据预测准确性、对风险的控制要求等自主确定。需要注意的是，如果日前市场有结算义务，应是双边的市场，即市场出清结果、出清价格由供、需双方的报价共同形成，这里的“报价”是指市场的申报数据，可以是有价格弹性的“报量报价”类申报，也可以是没有价格弹性的“报量不报价”类申报。需要在市场规则中对“报量不报价”进一步进行区分：报的量是否参与出清、是否按所在节点的价格结算。将不同层次的概念用同一个词表达容易产生混乱和歧义。如果日前市场没有结算义务，日前市场就主要起到预出清和机组组合的作用，但也需要要求新能源机组在日前市场申报发电能力相关数据。如果日前市场选择具有结算义务的模式，为了避免日前市场和实时市场价格过大的差别，还需要对虚拟投标相关机制进行设计。建议：已经进行现货市场连续结算试运行的地区，需要结合136号文，对现货市场的逻辑进行更加清晰的定义、说明和进一步的优化完善。不同类型的现货市场模式都可以很好运行，关键是不同的机制之间要协调、自洽。在此基础上，再对新能源参与现货市场的模式进行讨论。

2）参与“机制”的电量是否可以进行其他形式的差价结算。文件规定：“对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，......初期不再开展其他形式的差价结算。”如何理解这句话，如何执行？前面提到，政策设计的初衷，是将“机制”看为一种“场外”的机制，希望通过“机制”给相关投资者较为稳定、合理的收益，但希望包括新能源在内的所有市场主体公平参与市场，承担相关成本。因此，是否参与“机制”，不应影响市场主体如何参与市场交易的策略。对获得“机制合约”的市场主体，由于一部分风险已经被规避，其参与市场化中长期交易的动机确实会减小，但不宜硬性要求其不能参加。为更好理解这个问题，需要理解全电量集中出清的现货市场下，中长期“差价结算”和“差量结算”两种模式的差别。全电量集中出清的现货市场模式下，中长期合约本质上就是一个差价合约，但需要明确交割点。这里的交割点就是差价合约的参考点，交割点的电价即差价合约的参考价。如果以用户侧结算点作为交割点，发电侧主体即使签订了中长期合约，仍有一部分风险没有被规避，即发电上网点到用户侧交割点的风险。当前一些市场通过按邮票法计算中长期阻塞费等规避了这个风险。由于我国电力市场在136号文之前没有其他形式的差价合约，所有中长期合约相当于是以日前市场的用户侧统一结算点的价格作为结算参考价，在不考虑中长期阻塞费的情况下，“差价”结算和“差量”结算是一样的。在未来，由于可能有更多形式的差价合约出现，比如136号文“机制电量”对应的“机制合约”，“差价”结算和“差量”结算结果就不一定一样，具体还与统一结算点的定义、中长期阻塞费的收取和阻塞盈余分摊方法等有关。建议：从制度上应允许参与“机制”的电量自主选择是否进行其他形式的交易，包括差价合约形式的交易，以实现对自身交易风险的规避和其他的市场目标。由于“机制合约”事实上会规避一部分市场风险，与现有的中长期合约起到类似的作用，而且当前市场中的中长期合约的价格也未与现货市场收敛、未完全反映现货市场的价格，因此同一电量现有的“市场化中长期合约”和“机制合约”的叠加可能造成发电企业的“空头”，从而增加市场风险。这里对“市场化中长期合约”加引号，是由于现在的中长期合约的交易、价格都是受到比较严格的控制的，其实承载的是类似政府授权合约，即“机制合约”的作用。建议初期可以考虑用以下方法对现有的中长期合约进行处理：将一部分已经签订的市场化中长期合约按设定的规则转化为“机制合约”，在此基础上，允许市场主体自由、自主签订市场化差价合约。同时，需要尽快明确关于中长期交割点、中长期阻塞费、阻塞盈余分配等方面的规定，要形成逻辑自洽的规则体系，在此基础上交易机构需要根据所在地区的具体市场规则配套开发新的差价合约品种，帮助市场主体规避不同类型的风险，如与位置相关的风险。

3）“机制合约”结算中参考价的计算。文件指出，“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；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”。首先需要明确，“机制”的作用是尽量降低新能源主体无法控制的政策相关的市场风险，参考价的计算应根据所在市场的情况，考虑相关主体的行业平均的合约情况。在国外比较成熟的电力市场，中长期市场和现货市场，日前市场和实时市场的价格都是比较收敛的，市场采取了很多措施促进市场的流动性、促进价格的收敛。但在我国，很多因素导致中长期市场和现货市场，日前市场和实时市场的价格都不收敛：不同市场受到不同的管控措施，事实上造成了不同的供需比和市场力，市场之间的收益回收机制限制了市场之间的流动性进而也影响了不同市场的收敛。在这种情况下，仅采用某个时间尺度的市场，无论是日前市场，实时市场，还是月度市场，年度市场，对市场主体都会有较大的风险。建议：至少在初期，不同时间尺度的价格尚未收敛，存在较大差别的情况下，参考价采取多市场加权平均的方式，比如按市场平均行情设定年度、月度、日前和实时市场价格的比例。从激励市场主体投资选址时考虑系统成本等角度，计算现货市场的参考价时，应以新能源发电量为权重根据新能源所在节点的电价计算。

4）“机制合约”相关成本的分摊。根据文件，“将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用”。根据前述分析，建立“机制”的目的是考虑国家能源安全、环境保护等战略给相关新能源投资和运行者以支持，机制电价和市场交易均价之间的差价，反映的是新能源发电的外部性价值，根据笔者对《可再生能源法》的基本原则和精神的理解，应在尽量大的范围分摊，如在全国范围内通过可再生能源附加分摊。《可再生能源法》2005年颁布，2009年修订，当时本轮电力市场尚未开启，要用发展的眼光理解相关描述。总的宗旨是：与常规能源一致的成本，在当地电价中反映，超过常规能源的成本，在全国范围分摊。“机制合约”的差价成本，本质上反映的就是现货市场下超过常规能源的成本。建议：现货市场规则中，更加清晰、准确对“系统运行费”等概念进行定义，明确其内涵，不同内涵的费用有不同的分摊原则。对“机制合约”的成本，应在尽量大的范围分摊，尽量减小对所在位置、所在时间的电的价格的影响和扭曲。

5）其他需要进一步研究的内容：对“机制合约”按容量还是电量进行竞拍；机制电量是否可以、如何进行滚动；如何确定年度总合约量；如何组织竞拍；如何核定执行价即机制电价的最高限价；取消新能源强制配储后如何支持储能的发展等。国际上有很多相关的经验，虽然由于其市场模式、政治经济环境等不一样，不能直接照搬，但很多做法还是很值得借鉴的。需要在深入理解其各规则、方案的内涵、背景的情况下，既借鉴其核心理念，又不简单照搬。

第二部分 详细分析和讨论

一、136号文核心思路、目标及理论依据

（一）136号文核心思路及目标

本部分核心内容：1）放松政府对市场的管制，优化能源政策的实施方式，促进风光新能源全面进入电力市场公平参与交易，上网电价通过市场形成；2）通过新能源可持续发展价格结算机制即政府驱动的差价合约（机制合约）反映能源安全、环境保护等外部性价值，更好实现混合电力市场下政府与市场的统筹，实现能源保供、成本可承担等目标，是在可再生能源比例不断提高和电力市场不断深化推进的新形势下践行《可再生能源法》等的举措，但其目标是否达成取决于落地措施细节的设计，需要结合各地实际在保证遵循总目标的情况下进行创新。3）欧美的相关法律以及俄乌战争以来能源政策的调整事实都说明保障国家安全是能源相关政策的首要目的，即保障基本的能源供应，以及可承受的、可控的能源价格水平。

要点1-10

——136号文核心思路和目标

【1】136核心思路 136文的核心思路是：一方面放松政府对市场的管制，还原电力商品价格，加强电力市场的技术中立性；另一方面优化能源政策的实施方式，建立“可持续发展结算机制”（简称“结算机制”），在尽量减小对市场优化资源配置和反映市场供需的价格形成的影响的基础上实现相关政策目标。

【2】136放松管制方面的举措放松管制 方面的举措包括：风光新能源全面进入电力市场公平参与交易、价格由市场形成；放宽现货市场的价格限值；取消新能源强制消纳、强制配储的要求。

【3】可持续发展价格结算机制的内涵结算机制 可以认为是政府与新能源发电企业签订的一种合同，即一种政府授权合约——政府驱动（或者说政府主导）的差价合约（后简称“机制合约”），是政府在电力市场外建立的一种政策机制，目的是在市场外给风、光等新能源补贴以稳定、保障其合理收益，以降低其融资成本、反映其外部性价值。

【4】为什么采用市场外的机制合同 通过市场外的机制合同而不是以传统的固定价格的方式对新能源补贴，目的是尽量减小政策对市场价格的扭曲，以更好实现政府和市场的统筹，让政府在不影响市场效率的情况下更好发挥作用，这是混合电力市场，也是整个混合经济需要解决的核心的、关键的问题。

【5】“市场外”的内涵 “市场外”的内涵和目的是：“机制合同”的执行不影响或尽量减小对电力市场交易的影响，使得电力市场交易中形成的各种价格能较准确反映各种资源的真实的社会价值。

【6】风光新能源的外部性 风光等新能源的外部性主要体现在两个方面：能源安全、环境保护，这在我国的《可再生能源法》、《能源》，以及欧美典型国家的相关法律和政策中都有反映。

【7】国家能源安全外部性 俄乌战争以来欧美各国能源政策的调整从事实上说明保障国家能源安全是能源政策的最首要的目的，即保障基本的能源供应，以及可承受的、可控的能源价格水平。

【8】136号文面对的新形势 136号文可以认为是在新形势下践行国家《可再生能源法》、《能源法》的举措，这里的新形势主要包括两个方面：电力系统中风、光等间歇性、波动性可再生能源比例升高，电力市场特别是现货市场的推进。

【9】《可再生能源法》主要立法目的 2005年发布、2009年修订的《可再生能源法》，明确了该法的主要目的：促进可再生能源的发展，以实现能源安全、保护环境等目标。促进可再生能源发展作是国家的一项重要的长期战略，专门制定相关法律是由于可再生能源具有外部性、公共品等属性，完全通过市场无法引导出合适规模的容量，需要通过法律明确国家进行补贴、支持的合法性及具体方式。

【10】差价合约方法的优势及对细节创新设计的重要性 采用差价合约方式对新能源进行支持，相对以前的固定上网电价、固定补贴方式，一个可能的好处是更好激励新能源主动参与市场。但具体是否会真有这个好处，取决于合约的细节设计，包括参考价等参数的设计。在保证遵循相关法律、文件总目标的情况下，可以、需要摸着石头过河，结合各地实际进行创新的设计。

（二）可持续发展结算机制的理论依据和方法

本部分核心内容：1）“机制合约”对新能源补偿的是无法在竞争的市场中反映的外部性价值，合约收入=价差×合约量，价差=执行价-参考价。2）执行价和参考价一般基于行业标杆实践确定，分别反映行业单位标杆成本和市场收入。3）执行价可直接核定或通过竞争性招标方式确定，参考价应该反映企业可在市场获得的所有收入和支出。4）合约量可通过容量或电量的方式计量，如何选择取决于外部性的性质：能源安全外部性主要与发电能力有关，可通过与可用发电容量、利用小时数等相关的方法补偿。5）总合约量的设定综合考虑政策目标及可负担性。6）总的机制合约成本应在尽量大的范围分摊以减小对所在市场电价的影响。

要点11-20

——可持续发展结算机制的理论依据和方法

【11】机制合约基本结算公式及价差的计算“机制合约” 对新能源补偿的是无法在竞争的市场中反映的外部性价值，补偿额=合约收入=价差×合约量，其中价差=单位补偿金额=执行价-参考价。

【12】基于行业标杆实践的参数标定 执行价、参考价的数值基于行业标杆实践确定：执行价基于行业单位供给（即单位发电）的标杆成本确定，参考价基于行业单位标杆市场收入确定。

【13】执行价基本原则 执行价反映行业的单位生产成本，可以采用不同的方法确定，比如行业所有企业生产成本从低到高排序下排在X%的企业的成本。

【14】基于竞争性招标的执行价形成机制 执行价可以通过成本核定的方法直接核定，也可以通过一些竞争性招标的方法确定，如以核定的成本作为最高限价，通过竞争性招标确定中标的企业及实际合约的执行价格。执行价可以分类核定和形成，如对陆上风电、海上风电、光伏发电采用不同的执行价。

【15】参考价基本原则 参考价反映行业可通过竞争的市场获得的单位收入，比如行业所有企业单位发电收入从高到低排序下排在40%、50%或70%的值，或者行业所有企业的平均单位市场收入。

【16】参考价考虑的因素 如果以平均单位市场收入作为参考价，计算平均单位市场收入时，应考虑正常运营的企业在市场中可以获得的所有收入和需要支出的成本。

【17】合约量的单位 合约量可以用不同的计量单位，如发电容量，或发电量。如果外部性主要基于发电能力，应以发电容量作为合约量，如果外部性主要基于发电量，应以发电量作为合约量。

【18】总合约量约束及分解 总合约量的确定主要考虑相关能源政策目标和社会对成本的可负担性，总合约量在不同行政区、不同企业的分解方法考虑公平、成本等因素。

【19】风光发电机制合约的合约量单位选择 风、光发电的环境外部性主要基于发电量体现，通过碳税、碳排放市场的建立，可以降低或消除、内化这方面的外部性。风、光发电的能源安全外部性主要与发电能力有关，可以通过与可用发电容量、利用小时数等相关的方法进行补偿。

【20】机制合约费用的分摊原则 机制合约的建立是为了解决外部性问题，相关成本应在尽量大的范围分摊，比如根据《可再生能源法》通过在全国范围内征收的可再生能源电价附加分摊，以尽量减小对所在市场的电价的影响。

二、136号文关于结算机制设计及完善市场机制的指导性意见

（一）136号文关于结算机制设计的指导性意见

本部分核心内容：创新的提出了一种支持新能源可持续发展的机制，即“新能源可持续发展价格机制”，并对其相关参数的形成方法进行了规定，要点包括：1）市场外建立差价结算的机制；2）形成的结算费用纳入当地系统运行费用；3）机制电价考虑衔接现有政策或新能源成本；4）机制电量考虑衔接现有政策或年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况；5）执行期考虑现有保障期限或项目投资成本回收的期限；6）市场平均价根据现货市场是否连续运行取月度发电侧实时市场或交易活跃期的同类市场主体加权平均价。7） 不强制新能源消纳、不强制配储。8）对纳入机制的电量，初期不再开展其他形式的差价结算。9）各地实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实。10）相关政府部门主动协调解决实施过程中遇到的问题，及时回应社会关切。

要点21-30

——可持续发展结算机制的理论依据和方法

【注】这里主要介绍136号文中的相关规定。绿色标号【&&】表明需要特别关注并进行创新设计的内容，后面的紫色文字“建议：【**】”表示后文对该内容的建议的标号。

【21】结算机制参数与差价合约参数的关系 结算机制的“机制电价”、“市场同类项目加权平均价格”及“机制电量”分别起到标准差价合约理论中的“执行价”、“参考价”及“合约量”的作用，按照同类项目回收初始投资的平均期限设定机制的执行期限。以2025年6月1日是否投产作为分界点，区分新能源存量项目和增量项目，分别设定结算机制相关参数的形成机制，保证机制的平稳过渡。

【22】存量项目结算机制的参数设计 存量项目结算机制相关参数的设定主要考虑与现行的保障性消纳政策衔接：电量规模衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；执行期限按照现行相关政策保障期限确定。

【23】增量项目机制电量结算机制 对增量项目机制电量的规定：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。

【24】增量项目执行价结算机制 对执行价（机制电价）的规定：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。

【25】增量项目参考价结算机制 对参考价的规定：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；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。（建议：【83】【84】）

【26】机制费用结算和分摊 对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。（建议：【86-88】）

【27】机制电量其他形式的差价结算 对纳入机制的电量，初期不再开展其他形式的差价结算。（建议：【90】）

【28】对实施过程中问题的处理 相关政府部门制定具体方案，充分听取各方意见，主动协调解决实施过程中遇到的问题，及时回应社会关切，凝聚改革共识。

【29】实施中落地方案创新需要遵循的原则 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。（建议：【71】）

【30】取消新能源利用率统计考核及强制配储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，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。（建议：【93】【94】）

（二）136号文关于完善市场和价格形成机制的指导意见

本部分核心内容：要求新能源全面进入市场、自主进行交易，上网电价通过市场形成；完善电力市场交易机制，促进各方公平参与市场，实现市场竞争的技术中立；放松对市场的管制，使得市场主体自主参与市场，市场价格通过供需引导和形成，市场价格反映电力行业的真实的供给成本和用电效益；加强中长期市场建设，增加市场的灵活性。

要点31-35

——136号文关于完善市场和价格形成机制的指导性意见

【31】新能源全面进入电力市场。 新能源项目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。

【32】完善电力市场交易机制，促进各方公平参与市场。运营机构、电网企业需要通过加强市场建设、电网建设，使得新能源与其他电源相比，没有参与的劣势，但新能源也没有额外的优待，所有类型市场主体公平参与市场，实现市场竞争的“技术中立”。

【33】放松对市场的管制，使得市场价格通过供需引导和形成，反映电力行业的真实的供给成本和用电效益。①放宽对现货市场限价，②允许新能源自由选择何种方式参与市场，包括：是否参与日前市场，以何种方式参与日前市场（报量报价还是接受市场价格），参与中长期的量价和曲线等。

【34】加强中长期市场建设，增加市场的灵活性。中长期市场的目的是规避市场主体在量、价方面的风险，以下情况都可能导致市场主体的风险；1）强制签订了超过物理执行能力（新能源的发电能力或用户的用电需求）的电量导致“空头”会增加市场主体的风险；2）限制市场主体自由签订市场化合同导致一些风险无法对冲也会增加市场主体的风险；3）如果在市场主体的供给能力、需求等发生变化时没有提供合适的工具让市场主体调整头寸，也造成一些风险无法规避。因此需要不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。

【35】多年长期购电协议。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。但实际市场中这种合同能否达成，取决于市场关于平衡的责任是否明确，是否可以预取。