评论｜如何落实发改委[2025]136号文？-第3页-北极星售电网

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三、混合电力市场理论在可再生能源市场和机制设计中的应用

本部分核心内容：1）136号文的内涵是通过建立市场外的结算机制反映新能源的外部性，以促进政府和市场的统筹，与扩展的混合电力市场的核心理念一致，即通过独立的政府驱动的产品或合约实现相关政策性目标，还原市场价格的商品价值属性。2）混合电力市场的理论源头是混合经济和两阶段竞争理论，以解决市场失灵、具有公共事业属性的行业的竞争等问题。3）早期电力市场改革的重点是解除或放松政府的管制，但近年随着环境问题、能源安全问题逐渐突出和引起关注，电力行业的社会属性、外部性更加突出，很多问题的解决需要政府的干预，电力市场改革出现政府重新进入市场的趋势。4）能源、环境相关政策的制定需要有科学的工具支撑，以促进相关政策的系统性、整体性和长期性。5）扩展的混合电力市场将标准混合电力市场中的长期模块进一步拆分为政府驱动的模块和市场驱动的模块，促使市场价格和政府合约价格分别体现市场驱动产品和政策性产品的价值。6）136号文提出的结算机制可以认为是扩展的混合电力市场体系的一种实践。7）集中式全电量现货集中出清市场中的中长期合约的参考价从规避发电风险角度应为发电资源在现货市场的综合上网电价。8）机制合约的参考价的选择在降低新能源主体风险及激励新能源主动参与市场之间进行协调。9）英国在新能源差价合约方面有较多的经验可以借鉴和参考，但需要考虑我国电力市场的具体情况。

要点36-45

——混合电力市场相关理论及在可再生能源市场和机制设计中的应用

【36】136号文核心内涵 136号文的核心内涵是建立一个市场外的结算机制反映新能源的外部性，在此基础上还原电力市场商品价格，即使得电力市场中通过市场化交易形成的相关产品或服务的价格更好反映供需水平和市场价值，实现“支持新能源发展”政策目标及“电力市场引导电力资源优化配置”市场目标这两个方面目标的协调，促进政府和市场的统筹。

图4 混合经济下政府和市场的统筹

【37】混合电力市场 136号文的核心内涵与扩展的混合电力市场的核心理念一致：在电力市场设计中，明晰各种政策性目标，尽量通过独立的政府驱动的产品或合约实现，以消除或减小相关政策实施过程中对市场建设、市场发挥作用起到负面的影响。

图5 混合电力市场下多维目标的实现（文献[10]）

【38】混合电力市场的理论基础 混合电力市场的理论来源于在经济和政治领域广泛讨论的混合经济理论，以及英国社会改革家公共卫生领袖埃德温·查德威克（CHADWICK E）1859年提出的两阶段竞争理论。两阶段竞争理论是自然垄断与特许招标、公共选择理论、拍卖理论与合同竞争等理论的基础。

图6 两阶段竞争、两阶段市场

【39】混合经济 当前所有国家和地区的经济都是一种混合经济，即政府这只有形的手和市场这只无形的手同时对经济发生作用。混合经济的原因：一方面，“市场是资源配置的最佳手段，应在资源配置中起决定性作用”已经达成广泛的共识；另一方面，市场发挥资源优化配置作用的前提是完美的市场，而在不完美的、存在市场失灵的情况下，单靠市场无法引导资源的最优配置，所以需要政府的干预或治理。从整个国际范围看，在上世纪电力行业进行重组、引入竞争性电力市场的初期，电力体制改革的重点在解除或放松政府的管制，即“deregulation”，大多数国家的改革也取得了很好的成效。但是，最近一二十年来，随着环境问题、能源安全问题逐渐突出和引起关注，电力行业越来越多与一些社会问题联系在一起，其外部性特性也更加突出，相关问题的解决、政策性目标的实现，都需要一些能源发展政策的支持，因此出现了“政府重新进入市场”的趋势。

图7 政府和市场在经济中螺旋式上升的关系

图8 电力市场改革从解除、放松政府管制到政府重新进入市场

【40】科学政府治理模式 在电力行业已经较为充分的引入竞争，通过市场进行资源配置的情况下，能源、环境相关的政策如果缺乏系统性、整体性、长远性考虑，可能造成政策之间矛盾、政策和市场之间矛盾等问题，最终导致政策目标无法实现，或者以非常大的成本实现政策目标。因此，需要建立科学的政府治理模式，需要为政府治理提供科学的工具，以支持政府和市场更好的统筹。

【41】扩展的混合电力市场体系 近期一些学者提出了混合电力市场的概念，基本思路是把电力市场分为两阶段市场：引导投资的长期模块及引导运行的短期模块。扩展的混合电力市场体系进一步将两阶段市场扩展为两维四模块的体系，特别提出将中长期模块拆分为政府驱动的模块以及市场驱动的模块，促使市场价格和政府合约价格分别体现市场驱动产品和政策性产品的价值。

【42】“结算机制”与扩展的混合电力市场的关系 136号文提出的结算机制（新能源可持续发展价格结算机制），可以认为是一种政府驱动的差价合约，即政府驱动的长期模块，作为一种市场外机制，与市场化的中长期差价合约并存，共同实现帮助市场主体规避风险等作用。可以认为与扩展混合电力市场的内涵一致，是扩展混合电力市场体系的一种实践。

【43】集中式全电量现货集中出清市场中的中长期合约 在集中式全电量现货集中出清的电力市场，中长期合约可以认为是以某个现货市场价格为参考价的差价合约，中长期合约的价格、数量分别对应差价合约的执行价、合约量。如果由市场主体自由签订市场化中长期合约，从锁定价格、规避风险角度，发电企业签订的中长期合约的参考价应为其发电资源在现货市场的综合上网电价。

【44】机制合约参考价选择的两难问题 如果机制合约的参考价与市场化中长期合约的参考价形成方式完全一样，优势是可以完全规避相关市场主体的风险，劣势主要包括两个方面：一个是会降低相关市场主体参与中长期市场的动力，从而降低中长期市场的流动性，不利于中长期市场对冲风险等作用的发挥；一个是无法激励相关市场主体在投资、运行决策时考虑电力系统整体的供需情况，导致较高的新能源消纳成本。

【45】英国新能源差价合约参考价设置经验 机制合约缺乏对相关主体市场化激励的例子如：英国当前对新能源的政府驱动的差价合约中，参考价与新能源所在位置及发电时间无关，因此无法激励新能源在选址、运行时主动考虑电力系统与消纳新能源相关的输电成本和调节成本。这也是英国差价合约机制进一步优化希望重点解决的问题之一，需要在降低新能源主体风险及激励新能源主动参与市场之间进行协调。

四、我国电力市场建设发展现状和问题

本部分核心内容：1）我国电力体制改革可分为四个大的阶段，集资办电（1978-1987）、政企分离（1987-1998）、厂网分开和竞价上网（1999-2012）、零售竞争和全国统一市场建设（2013-今）。2）本轮电力市场改革的主要特征包括：引入零售竞争，大多地区采用全电量、集中式、考虑安全约束、按节点定价的市场模式。3）大多市场的用户侧采用通过市场化发电加权计算得到的统一结算点结算的模式。4）大多地区日前市场用户侧报量不报价且申报不参与出清。5）目前大多市场未对中长期合约按经典理论方法计算得到的阻塞费进行结算，而是将中长期阻塞费按中长期合约量或上网电网在发电侧按邮票法分摊，这会导致一些发电资源在进行中长期合约量决策时的策略性行为。6）电网企业为落实《可再生能源法》关于可再生能源保障性消纳的相关责任，常常设置规则保证可再生能源的出清，即使对系统造成了额外的成本。

要点46-50

——我国电力市场建设发展现状和问题

【46】我国电力体制和市场化改革历程 关于我国电力体制和市场化改革的历程，有不同的分法。从广义的电力体制改革角度，可以将从1978年至今的改革分为四个阶段。从狭义的电力市场建设角度，可以将从2000左右开始的改革分为两个阶段。第一阶段为集资办电阶段（1978-1987），主要解决电力供应短缺问题，主要的措施包括中央与地方、不同部门之间联合办电、集资办电、利用外资办电等，并且创新一些核价方式，打破电一电价模式，培育按市场规律定价的机制。第二阶段为政企分离阶段（1987-1998），主要成效是成立国家电力公司，撤销电力部，实现政企分离。第三阶段为厂网分开、竞价上网（1999-2012），形成了国家电网、南网电网两大电网公司与若干独立发电集团为主的行业结构，浙江、华东、东北等电力市场进行了商业运行，2006年以后所有竞价上网试点停止运行，改革停滞。第四阶段为零售市场、双边竞争和全国统一电力市场建设（2013-今），也被称为第二轮电力市场改革，标志性事件包括2013年放开电力直接交易、2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的发布、2019年该次改革全国首个现货市场（南方（以广东起步）电力市场）进行结算试运行、2023年12月山西、广东现货市场进行连续运行、国家电网跨省跨区市场建设、南方区域电力市场建设及全国统一电力市场建设等。南方区域电力市场2022年7月启动，2024年首次按周结算试运行，2024年11月首次按月结算试运行，2025年6月30日前将启动长周期连续结算试运行。本轮电力体制改革已经取得很大成就，但很多成就主要在相关市场的建设上，后续需要更加关注市场的“质”，提高价格信号的准确性。

【47】本轮电力市场改革的主要特征 2015年以来的电力体制改革的主要特征为：1）配售分开，引入独立售电公司和零售竞争。2）大多地区的现货市场为全电量集中式出清、考虑安全约束、按节点定价的市场。3）经过多次变化，当前大多数开启了现货市场的地区，用户侧按统一结算点的价格结算，发电侧按所在节点价格结算，其中统一结算点价格为市场化发电的加权平均价。4）大多现货市场在初期采用了“发电侧报量报价，用户报量不报价”的模式，日前市场、实时市场出清中需求曲线均根据市场运营机构的负荷预测形成，未考虑用户侧的申报，用户侧在日前申报的分时负荷仅用于日前市场的结算。一些地区已经或正在推动对日前市场按“双边市场+可靠性机组组合”模式进行改进，这种模式下日前市场出清和定价受到用户侧申报的影响。当前市场建设进入深水区，需要在明晰相关概念、明晰相关责权利的基础上，完善相关市场机制。

【48】经典电力市场理论下中长期合同的阻塞费 1）对发用不在一个节点的中长期合约，按照全电量出清现货市场的原理，如果对合约电量不在现货市场结算，需要按合约对应的发用两端节点的电价差缴纳阻塞费。2）对以发电侧加权平均价作为统一结算点的市场模式，根据经典电力市场理论，中长期合约需要缴纳合约的发电资源所在节点到统一结算点的阻塞费。

【49】中长期合约阻塞费的处理方法 1）为了保证市场的平稳和考虑搁浅成本等问题，目前大多市场未对中长期合约按经典市场理论方法计算得到的阻塞费进行结算。2）中长期合约的结算参考点具体是哪个点，在大多市场中缺乏清晰的规定。3）对中长期合约阻塞费的典型处理方法是：将所有中长期合约阻塞费按中长期合约电量或总上网电量分摊。这种方法可以认为是首先对所有中长期合约免费分配了输电权，因此免交其中长期合约对应的阻塞费，然后将市场总体的中长期阻塞费在全市场按邮票法分摊。4）由于发电资源的现货部分电量需要按所在节点的电价结算，因此在不同位置的发电资源，会根据所在节点电价情况进行中长期的策略性交易，比如在节点电价比较高的地区的发电资源，会倾向将更多电量留在现货市场，而在节点电价比较低的地区的发电资源，则会倾向将更多电量通过中长期市场交易。

【50】可再生能源优先调度和保障消纳 为保证落实《可再生能源法》中关于电网企业在可再生能源保障性消纳方面的责任，一些电力市场在市场出清中设置了保障可再生能源物理消纳的规则，如设置弃风、弃光的惩罚性因子，这可能导致总体供电成本的升高，尤其在可再生能源比例较高，系统调节能力不足的情况下，会大大增加系统调节的难度，提高总成本。

五、相关法律、政策及规划

本部分核心内容：

1、《可再生能源法》1）《可再生能源法》的主要目的是通过建立对可再生能源的政策性支持机制，促进能源安全、保护环境目标的实现。2）相关政府部门应制定、公布全国、分区域的可再生能源发展中长期目标，并制定相关规划。3）实行可再生能源发电全额保障性收购制度，相关政府部门根据开发利用规划确定发电量比重，制定电网企业优先调度和全额收购的具体办法。4）电网企业应于按照规划和相关规定建设的可再生能源企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。5）可再生能源发电项目的上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。6）电网企业以依照规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。7）电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收；不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。8）电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任。

2、《能源法》 1）目的：推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要。2）国家支持优先开发利用可再生能源，制定非化石能源开发利用中长期发展目标，制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标，完善可再生能源电力消纳保障机制。

3、价格管理相关法律及政策文件包括《价格法》（1998）、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（2015）、《政府制定价格行为规则》（发改委2017）、《中共中央国务院关于完善价格治理机制的意见》（2025）。1）我国商品和服务定价方式包括市场调节价、政府指导价或政府定价。2）能由市场形成价格的都应交给市场，政府指导价或政府定价采取目录制。3）逐步建立商品和服务的定价机制，实现商品和服务价格调整机制化。4）价格治理是“宏观经济治理”的重要内容，要对应该管的领域“管细管好管到位”。5）需在一些能源等重点领域加强价格引导机制的创新，包括对储能、新能源、碳、绿色电力证书的引导机制，增加价格相关机制的系统性。

4、可再生能源相关规划根据相关统计数据，2024年全国能源消费总量59.6亿吨标准煤，其中清洁能源消费量为17.0亿吨占能源消费总量比重为28.6%，可再生能源发电量为3.46万亿千瓦时（折合4.25亿吨标准煤）。当前最新的规划包括2022年发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，2024年发布的《国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，国家能源局《2025年能源工作指导意见》。2025、2030年全国可再生能源消费量分别达到11亿、15亿吨标煤以上。缺乏系统的中长期的可再生能源发展规划。

要点51-70

——相关法律、政策及规划

（一）《可再生能源法》（2005颁布，2009修订）相关规定

【51】目的 通过促进可再生能源（RE）的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，实现能源安全、保护环境的目标，以促进经济社会的可持续发展。国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。（【讨论】：建立政策驱动的市场。）

【52】总目标 国务院能源主管部门制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行并予公布，会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标并予公布。国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。

【53】保障收购制度 国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法。【讨论】：需尽快立根据新形势进行相关办法的修订。

【54】电网收购义务 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。【讨论】：因市场和安全原因无法上网的，不需要强制上网和收购。

【55】上网电价 可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。【讨论】：机制电价是为了促进可再生能源开发利用，采用竞争的招标方式确定机制电价，让新能源全面进入市场是为了经济合理。

【56】控制上网电价水平 建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。上网电价按照中标确定的价格执行；但是不得高于同类可再生能源发电项目的上网电价水平。【讨论】：需要设计机制电价的最高限价。

【57】电网赔偿责任 电网企业以依照规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。【讨论】：电力市场和机制电价下，这里的“差额”就是机制电价和市场加权平均价，应在全国范围对销售电价征收可再生能源电价附加补偿。

【58】资金来源 国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。

【59】电网成本 电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收；不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。【讨论】：从电网本地电价回收的，是为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费等。2009年尚未建立现货市场。这一条的含义是和其他常规电源类似的接网成本。

【60】电网赔偿责任 违反本法规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。【讨论】：造成可再生能源发电企业损失的，才需要赔偿。为了避免机制电价的反向激励（故意报负价以获得补偿），“机制”设计中应规定，现货电价为负时不进行支付，相关电量不进行滚动。

（二）《能源法》（2024颁布）相关规定

【61】目的 推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要。

【62】可再生能源政策 国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发和清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。

【63】中长期发展目标 国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定非化石能源开发利用中长期发展目标，按年度监测非化石能源开发利用情况，并向社会公布。国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标。【讨论】：需要制定中长期的发展目标，及最低消费比重目标。

【64】完善机制 国家完善可再生能源电力消纳保障机制。国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。【讨论】：根据实际情况不断完善可再生能源电力消纳保障机制。

（三）价格管理相关法律及政策文件

主要参考：《中华人民共和国价格法》（1998年5月1日起施行）、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（2015年10月发布）、《政府制定价格行为规则》（发改委2017年7号令）、《中共中央办公厅国务院办公厅关于完善价格治理机制的意见》。

【65】三种定价方式 我国商品和服务定价方式包括市场调节价、政府指导价或政府定价，能由市场形成价格的都应交给市场。政府指导价或政府定价采取目录制，逐步建立商品和服务的定价机制，实现商品和服务价格调整机制化。【讨论】： 136号文的机制电价就是一种机制，是价格调整计划化的一种体现。

【66】科学治理 价格治理是“宏观经济治理”的重要内容。在价格领域，政府不是简单的退出，即在不该管的领域不能管，还需要对应该管的领域“管细管好管到位”。要围绕“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”，以及“更好发挥政府作用”两个方面的要求，坚持系统观念、综合施策，强化各领域改革协同联动，提升价格治理科学化水平，更好服务中国式现代化建设。【讨论】：建立政府授权合约，机制电价，是“管细管好管到位”的一种体现。

【67】价格引导机制 为了保障一些重点领域，如能源领域的发展和安全，需要创新一些价格引导机制包括储能、新能源、碳、绿色电力证书的引导机制。增加价格相关机制的系统性。【讨论】：为解决一些外部性、市场失灵问题，需要政府对价格的引导。电力市场中储能等调节资源是需要重点考虑的。

（四）可再生能源发展现状、相关目标与规划

【68】十四五规划 根据2022年发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤，占一次能源消费增量的50%以上；可再生能源发电量达3.3万亿千瓦时，风电和太阳能发电量翻倍。

【69】发展现状 截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时（折合4.25亿吨标准煤），同比增长19%，约占全部发电量的35%；其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。2024年可再生能源发电量已经达到十四五目标。

【70】2030目标 根据发改能源〔2024〕1537号《国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上。根据国家能源局《2025年能源工作指导意见》，2025年新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。

六、相关看法与建议

【71】中长期目标制定建议：尽快研究和发布国家层面中长期，特别是较长期的可再生能源发展目标，使市场对可再生能源的发展有合理预期，指导、引导可再生能源的投资。

【72】把握初心 136号文是我国在可再生能源、电力市场建设领域“顶层设计＋摸着石头过河”改革方法的具体体现，在136号文实施过程中必须仅仅把握这一基本原则。对可再生能源支持的法律依据是《可再生能源法》、《能源法》，支持的具体力度需结合全国及地方的能源规划，支持的具体方法也需要与相关法律一致，但需要准确理解相关条款的含义。

【73】支持可再生能源的初心 支持可再生能源的顶层目标包括能源安全和环境保护等方面，“结算机制”的目的是在新型电力系统发展、电力市场建设的新环境下以更好的方式对可再生能源进行支持，可再生能源全面进入电力市场并不意味者要让风电、光伏发电等的投资完全暴露在电力市场中，而是让相关投资主体承担其可以承担的市场风险，但同时通过“机制”保证整体行业平均收益的稳定、降低融资成本。

【74】投资者建议 对相关投资者来说，一方面要积极了解市场，主动参与市场，提高在市场中的收益，另一方面也要建立对政策的信心，结合国家相关法律、规划、电力市场进程进行投资决策。

【75】政府和运营机构建议 对政府、市场运营机构来说，需要深入、细致学习国家相关法律、政策和规划，从能源安全、环境保护等顶层目标出发进行相关规则的解读，创新机制，细化落实，为相关投资者提供稳定的政策预期。

【76】政府和市场的统筹 相关参数设计时要统筹好政府和市场的关系。对可再生能源需要进行政策支持的原因是其存在外部性、公共产品等特性，在进行具体参数设计时必须处理好政府和市场的关系，能市场形成的价格尽量让市场形成，还原市场价格反映供需水品的特性，让市场在资源配置中起决定性作用，在此基础上通过机制电价补偿可再生能源的外部性效益。

【77】与直接定价和补贴机制的差别 采用“机制电价”与直接定价、直接补贴方式的差别在：直接定价和补贴方式下，可再生能源获得一个总的价格，这个价格综合反映新能源发电的市场价值和社会价值；“机制电价”结算方式下，可再生能源的两种价值通过不同方式实现，市场价值通过全面参与市场、价格由市场形成、完善电力市场机制实现，社会价值通过“机制”结算实现并以减小对市场信号的干扰为设计的重要目标。

【78】采用机制电价的优势 “机制电价”与直接定价、直接补贴相比的优势在于：把市场价值和社会价值分开，分别通过不同的产品（市场化产品与政府授权合约）体现，政府对市场的干预在实现相关政策目标的同时最小化了对市场信号的干扰或扭曲，加大对市场的激励，从而实现市场和政府的统筹，让政府更好发挥作用。

图9 机制合约下与固定补偿下的差别：激励更大

图注：图中，宽度代表价格，高度代表电量，面积代表收入。黄色代表政策性收入，蓝色代表市场收入。主体1、主体2、主体3代表三个不同的具有不同经营水平的新能源主体。左图是固定电价优先上网机制下三个新能源发电企业的收入，右图是机制合约下三个新能源发电企业的收入。采用新机制，参考价采取三个主体现货市场加权平均价，对新能源主动参与市场的激励更大。

【79】国外经验 “结算机制”是我国结合国外电力市场中的政府授权差价合约机制结合我国电力市场实际情况创新的机制。在相关细则制定的过程中，必须处理好学习国外经验与结合我国实际情况创新的关系。差价合约在国际上有很多应用案例，在支持新能源发展方面，英国、澳大利亚等也都有很多经验、教训。在学习国外经验时，要了解其相关参数设计的底层逻辑，了解其实施中的一些问题、困难，也要及时跟踪一些最近的做法。

图10 机制合约下与固定补偿下的差别：激励更大

【80】基于我国特色创新 电力系统的物理特性、基本的经济学特性等无论在哪个国家和地区都是一致的，一些基本的原则必须要遵循。对我国的一些现有的与国外机制不同的地方，不能一味强调我国国情的不同，首先需要尽量寻找相同的点，在保证一些基本原理、基本原则一致的基础上进行创新。

【81】关注细节设计 魔鬼在细节中，要特别关注“结算机制”相关参数的设计。如果设计缺乏整体性考虑，可能反而导致负面的效果。一方面，要关注“结算机制”本身的设计，另一方面也要关注相关的市场设计，包括中长期市场的设计和现货市场的设计，要明晰相关市场设计的底层逻辑。

【82】执行价 执行价（即机制电价）水平的确定。需要结合《可再生能源法》以及国家最新的一些政策，根据国家发展可再生能源的目标确定。如果仅仅是考虑其技术的先进性，执行价远期应与市场化价格一致；如果考虑能源安全等外部性，在一定时期内仍需要对相关行业进行财政的支持，保证其可持续发展。

【83】参考价形成机理 参考价（即市场均价）的计算方法。根据差价合约相关理论，参考价的作用是估计相关市场主体在市场中可获得的收益情况。在进行参考价计算方法的选择、设计时，要牢牢记住这个顶层的逻辑。特别是，考虑到我国各地电力市场发展进程不一样，市场价格中反映的价值情况也不一样，中长期市场、现货市场的价格形成机制目前还没有一致，存在价格不收敛的问题。在这方面不能直接照抄国外的经验。

【84】当前适合我国的参考价形成方法 鉴于目前我国大多市场对年度、月度中长期合约的比例、价格都有比较严格的要求，中长期市场与现货市场、日前市场与实时市场价格都不收敛，并存在收益回收等机制。建议：在市场初期，各地根据实际情况可以采取多个市场的加权平均价的方法形成参考价：未开展现货市场的地区采用年、月等中长期加权平均价的形式，开展现货的地区采用年、月、现货加权平均价的形式。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。

【85】促进价格收敛 当前情况下、短期内采用多市场加权平均价是考虑当前我国中长期市场与现货市场、日前市场与实时市场价格不收敛的现实。未来需要尽快完善市场的设计，促进同一产品在不同交易市场中价格的收敛。市场主体在市场规则运行的范围内通过在不同市场之间套利而获利，主要是基于其对市场行情、市场信息的准确的把握，对不同市场价格收敛是有利的，不应作为打击、惩罚的行为。需要惩罚的是不当套利。首先要从市场机制上促进不同市场价格的收敛，如取消一些市场中过于严格的在交易量、交易价方面的限制。

图11 中长期和现货价格收敛：套利、鼓励

图12 中长期和现货价格不收敛：投机、限制

【86】可再生能源消纳费用的分类 根据《可再生能源法》的精神，相关费用的回收分成两个类型。1）电网企业依法确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿；2）电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。

【87】《可再生能源法》费用分类的逻辑《可再生能源法》颁布时我国电力市场改革尚未开始，相关描述未细致考虑电力市场环境，但其关于费用回收方法的规定的基本逻辑是：收购可再生能源费用高于收购常规能源费用的部分，反映其外部性，应在尽量大的范围分摊，如在全国范围内根据通过可再生能源电价附加回收。与其他常规能源一样或类似的成本，如输电费，通过本地的销售电价回收。

【88】通过系统运行费分摊存在的问题 结算机制的机制电价与参考价的差，即收购可再生能源的成本反映的是可再生能源的外部性价值，对应的应该是《可再生能源法》中收购可再生能源费用高于常规能源发电的费用，应由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿来分摊。如果通过系统运行费分摊，可能对电力价格信号造成一些不利的影响：将反映对全社会的价值的成本，通过一个较小的范围的电价分摊。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。

【89】合约量 结算机制作为一种特殊的差价合约，合约量的量纲可以根据要解决的（外部性）问题的特性确定。对风、光可再生能源，外部性主要有两方面：能源安全及环境保护。如果绿证等价格可充分反映环境相关价值，剩余的需要“结算机制”解决的，就是安全外部性的价值缺额。根据当前的规定，合约量以年度电量的形式体现，需要分解到曲线但可以在年内滚动。建议：可以参考英国电力市场的差价合约模式，基于在竞争性招标中中标的发电容量及实际发电量结算。为了避免对市场产生反向机理，在现货市场价格为负电价时，可不予补偿，合约量不滚动。

【90】是否允许其他的差价结算 结算机制作为一种市场外的机制，其设计的基本原则是减小对市场化交易的影响和市场价格的形成。相关市场主体根据其风险规避等的需要确定在各市场的参与策略，包括年度市场、月度市场、日前市场和实时市场等，不需要强制增加交易限制，包括必须交易的量和不能交易的量。但从市场主体来说，由于有机制合同，已经可以实现对部分风险的规避。在进行同为差价合约属性的市场化中长期合约的交易时，需要综合考虑已有的机制合约的情况、所在电力市场的情况、尚未规避的风险的情况，避免因为签订过量的合约造成“空头”从而增加市场风险。可以根据市场具体情况对市场主体进行一些引导，但从市场设计来说，不宜强制限制市场主体不能进行某种类型的交易。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。

【91】其他类型的机制合约 基于执行价、参考价的差价合约只是政府授权合约的一种形式，一些学者以及英国、澳大利亚电力市场最近在探索基于收益的合约，可以更好实现支持可再生能源的目标，可以进行借鉴。

【92】现货市场机制的完善 在可再生能源全面进入市场，价格由市场形成的情况下，可以尽快完善现货市场的交易机制，特别是用户侧、可再生能源、优先发电参与日前市场及实时市场的模式。首先，用户和波动性可再生能源在现货应申报两类数值：预测的功率水平以及在市场中的报价，这里的报价是指广义的报价，可以是报量不报价或者报量报价；其次，在保留日前市场的地区尽快推动日前市场采用发、用双边的报价出清。风、光可再生能源在现货市场需按规定申报其发电能力预测值，并结合其预测准确性进行奖励或惩罚。

【93】可再生能源强制消纳约束 136号文已经明确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。实际上，在风、光等波动性能源比例不断升高的情况下，强制其物理消纳可能造成整体电力系统供电成本的升高，并不利于国家相关能源发展目标的实现。由于《可再生能源法》规定了电网公司在可再生能源消纳方面的法律义务，需要尽快根据最新的政策修改相关市场规则，避免在电力市场交易中设置风电、光伏的强制消纳约束及相关惩罚性因子导致提高全社会成本。

【94】关于取消强制配储 虽然136号文明确“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”，但并不意味着系统不需要储能、不需要对储能进行补偿。可以把储能看为一种将一个时间的电转换为另外一个时间的电的“产品转换”设施，与把一个位置的电转换为另外一个位置的电的输配电产品转换设施类似。在一些情况下，特别在电价信号未完全准确反映电力供需水平的情况下，对系统需要的、有价值的储能，可能无法仅仅靠从市场获得收益补偿全部成本，也就是说，市场的价格无法反映储能的全部价值，因此仍然需要一些干预措施，如对储能的容量补偿、对储能的统一规划和招标等。

【95】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，都应该是市场主体自己的适应，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。

【96】合约分类及预算约束 可根据可再生能源、新能源的技术、经济特性进行分类，并设置总的预算约束及分类的预算约束，其中预算可以是资金方面的，也可以是容量方面的，这方面英国有一些比较好的经验，可以借鉴。

【97】重视市场规则中相关概念的准确性 电力市场中一些概念在不同地区、不同市场、不同场合下可能有不同的含义，如果不明确，会造成执行、细化时的一些困惑、争议、矛盾。比如，仅用“报量不报价”无法说明新能源、负荷参与现货市场的模式，需要说明申报的量是否参与出清、是否按所在节点的价格结算；日前市场是什么性质的市场，是否有结算义务，是金融的还是物理的；中长期合同是金融的还是物理的，交割点在哪里；阻塞成本的含义是什么，是对全社会的成本，还是对市场主体个体的成本等。以新能源如何参与日前为例，说明相关概念清晰、自洽的重要性。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”是指在市场的申报数据，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就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，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。

【98】重视市场设计中相关方责权利的明确 市场化改革的一项重要的任务是明确产权。我国农村包产到户改革、国企改革都是从明确产权开始。这里的产权是广义的产权，包括所有权、使用权和收益权等。同样，对电力市场改革来说，首先需要明确市场环境下，各市场主体在入网、发电、输配电、用电，以及获得相关收益、支出相关费用方面的责任及义务。实际上，给新能源发电企业“机制合约”，也是明确其权利的一种形式。当前电力市场建设中，需要明确的有：输电相关的责任、权利、义务，一方面需要明确，另一方面需要对等、一致；优先发用电方面的责任，需要明确相关责任主体，以及具有的具体的权利内容；相关发电资源的责任和权利、义务，特别是发电选址、定容的责任主体。这些内容都涉及电力市场的顶层设计，只有在这些责权利明确的情况下，才可更好进行更加细致的、落地的规则的设计，解决对市场规则的讨论成为吵架、缺乏定量评估指标的问题。以PJM为代表的集中式市场和英国为代表的分散式市场的差别，一个很重要的方面就是对输电权利的定义方式不同，进而造成电能量市场出清、结算方法的不同。

图13 从输电责权利划分看集中式市场和分散式市场的区别

【99】通过混合电力市场加强政府和市场的统筹 我国当前电力市场建设中面临的一些主要的、矛盾较大的问题，都是计划和市场，或政府和市场统筹方面的问题。市场应该在资源配置中起决定性作用，但起起到优化作用的前提是市场完美，没有大的市场失灵。当前能源转型等背景下，电力有多方面的外部性，需要政府干预或参与治理。关键是，不能用计划体制下简单的、直接定价和定量的方法治理。136号文提出的“结算机制”就是一种电力市场环境下实现政府的能源政策目标的手段。政府发挥的作用，一方面是市场监督、管制，减小、消除不当市场操纵等行为；一方面是利用混合电力市场等理论，设计更好的工具，将政策性的价格信号和市场化的价格信号分开，实现政府更好发挥作用的效果。