关于如何理解和执行136号文的三方面十三条建议

【内容简介】发改价格[2025]136号文是国家在电力系统新能源占比大幅增加、电力市场深入全面推进的新形势下落实以《可再生能源法》为代表的国家相关法律，支持新能源发展可持续，促进、保障全国统一大市场建设、保障能源安全和环境保护等目标实现的重要举措。136号文提出完善电力市场建设、新能源全面进入市场、建立新能源可持续发展价格结算机制，是在国家治理中统筹政府和市场关系、价格制定和调整机制化等的具体体现，对提高国家治理能力、促进社会主义市场经济高质量发展具有非常重要的意义。但一方面，一些细节如何落实尚不清晰，甚至行业对一些关键问题存在不准确甚至错误的理解；另一方面，涉及的机制体制多、市场主体多、利益影响大。因此，必须统一认识，结合加强系统思维和顶层设计、摸着石头过河、尊重地方创新等原则进一步明确136号文执行的基本原则，在此基础上不断优化、完善相关机制和措施。具体建议如下。

一、加强对136号文的理解，避免本本主义，包括：把握基本宗旨、加强政府治理能力、鼓励创新。

二、加强电力市场建设，包括：加强相关概念命名和定义的清晰准确、推动相关责权利明确和规则的逻辑自洽、放松对市场化交易的过于严格的管制、完善价格形成机制加强价格信号的重要性、优化完善跨省输电定价机制。重点关注关于中长期交易的性质、输电定价和阻塞管理相关机制、日前市场组织和价格机制、新能源和负荷参与市场机制、跨省跨区输电定价机制等的相关概念和规则。

三、加强对具有争议问题的解释，优化相关政策和落地方案，包括：允许新能源的包括机制电量在内的所有电量自主参与所有市场，包括差价结算形式的中长期市场和日前市场、实时市场；参考价的计算结合所在地区电力市场发展情况综合考虑以下因素：新能源行业的标杆综合收入，新能源发电的风险规避目标、对新能源主动参与市场的激励目标；“价格机制”相关的成本不宜通过“系统运行费”科目分摊，应在尽量大范围进行分摊，如在全国范围内通过可再生能源附加回收；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及规划，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；加强相关机制的优化与衔接设计，包括取消强制配储下对储能的收益补偿机制，与绿证、碳、可再生能源消纳责任权重等政策和机制的衔接，对现有受严格管制的中长期合约的“政府授权合约”改造。

图1 本文主要内容

主要依据：

1、《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，简称“136号文”,或《通知》。

2、《中华人民共和国可再生能源法》，2005年颁布实施，2009年修订。简称《可再生能源法》。

3、《中华人民共和国能源法》，2024年颁布实施。简称《能源法》

4、《中华人民共和国价格法》，2015年颁布实施。简称《价格法》

5、《政府制定价格行为规则》，发改委2017年7号令。简称《价格行为规则》

6、《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》，2025年4月发布。简称《完善价格治理机制的意见》。

关于如何理解和执行136号文的三方面十三条建议

华南理工大学 荆朝霞

一、136号文执行和落地面临的挑战

136号文的目的是在新形势下落实《》，以更好方式实现国家在能源安全、环境保护方面的政策，促进能源转型下经济、安全、绿色多维目标协调实现，促进在能源治理方面政府和市场更好统筹。要通过136号文的落实来实现预期的目标，面临两大方面的挑战。

1、新机制的复杂性。提出的“”（简称“”）是一种创新的机制，存在许多需要落实的地方，应结合各地电力市场设计及建设情况、新能源发展情况等细化设计。“价格机制”对应国外电力市场及一些学术文献中的、（CfD）等概念，虽然基于差价合约、已成为很多专家的共识，也已经成为很多国家和地区电力市场建设中的实际举措，但在具体参数及实施方法的设计上，还存在一些尚未很好解决的问题。

2、现有市场机制有待优化。“价格机制”要发挥作用，除了机制本身的设计，还依赖所在地区和相关等的完善。我国2015年以来的新一轮电力市场改革取得了很大的成效，但前期的改革主要关注在相关机构、市场和机制的建立，对具体的交易机制，特别是价格机制，缺乏系统性、长期性的考虑。市场建设初期起到了促进竞争、降低用电成本等效果，但进一步深入改革面临不同市场之间、价格水平和等问题，制约着“机制”的优化设计和其正向作用的发挥。

二、和136号文相关的市场建设面临的问题

136号文提出的“价格机制”是一种政府治理的手段，较为是其作用良好发挥的前提。当前电力市场建设存在的一些问题影响了对136号文的正确理解和落地。

1、相关概念定义不够严谨和清晰。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，导致对相关规则、机制的讨论。比如，对新能源参与市场的模式，很多市场中按“报量不报价”、“报量报价”区分， 缺乏对是否参与出清、是否参与定价等这些关键问题的描述。其他存在歧义的概念包括日前市场的性质、中长期交易的性质等。

2、相关交易和市场中责权利的界定不清。市场有效发挥资源优化配置的前提是产权明确。所有市场化改革的最重要的、首要的步骤就是明晰产权，在此基础上允许市场主体自主开展交易，就可以实现兼顾公平和效率的目标：通过产权的分配考虑公平和平稳过渡，通过自由的市场实现效率的优化。当前电力市场建设中一些具有争议的问题，难以达成共识的重要原因之一就是缺乏从产权角度对问题的梳理，对产权明晰方面的问题不够重视。比如，优先发用电相关责权利，输电相关责权利。

3、对价格信号准确性和市场效率目标不够重视。当前市场建设更多关注相关市场交易组织流程的建立，相关资金的平衡，但对市场价格水平及价格结构的准确性、相关机制对市场长期效率的影响关注不够。

三、关于如何理解和执行136号文的三个方面的建议

（一）加强对136号文宗旨的理解、避免本本主义

根据136号文相关要求，各地需要在近期出台具体的落地措施。但社会、行业对一些关键问题尚未达成共识，对136文的理解还存在一些偏差。为保证落实136号文基本宗旨的情况下避免，提高执行效果，建议如下。

1、把握136号文的基本宗旨。136号文的基本宗旨是在电力系统中新能源比例不断升高、系统调节压力及安全威胁不断加大、系统消纳成本不断升高的情况下，以更加的方式促进新能源消纳，实现、等目标的创新举措。落地执行中需要牢牢把握这个“初心”，特别是能源安全、方面的目标。

2、加强政府治理能力。136号文的一个重要理念是通过“价格机制”实现政府和市场的统筹。政府相关决策，特别是价格方面的，是我国更好发挥政府作用的重要手段，但仅仅“机制”化不一定能实现预期目标，需要。需要加强政府治理能力，支持对政府决策的支持。

3、鼓励地方创新。政府驱动的差价合约机制，虽然在国外也已经有多年的经验，但新形势下仍然有很多尚未解决的问题，我国“价格机制”的设计面临更多的挑战。应，鼓励、允许各地结合具体情况进行创新，但必须保证与136号文基本原则、宗旨一致。

（二）加强和完善电力市场建设

对我国电力市场建设，结合136号文的执行，提出以下建议。

4、统一、规范和优化相关概念的命名和定义

明确与136号文执行落地、新能源参与市场、参考价的计算相关的概念的内涵，包括：“”参与市场模式下，申报是否参与出清、如何影响市场价格；的性质，包括是否全电量出清，是否有结算义务；，包括是否有物理执行的权利，在输电费和阻塞管理方面的权利和义务；，是反映发电能力的预测数据还是反映参与市场意愿的报价数据；等等。

5、明晰电力市场相关方在各种交易中的责权利

136号文提的“价格机制”，可以认为是保障新能源的收益权的一种机制。当前电力市场建设中，迫切需要进一步明确的有：输电相关的责任、权利、义务，一方面需要明确，另一方面需要在输电定价、阻塞管理、阻塞相关成本分摊和盈余分享等方面对等、一致；优先发用电方面的责任，需要明确相关责任主体，以及相关具体权利的内容；市场中入网的相关发电资源的责任和权利、义务，需要考虑与规划方法、选址定容方法等的协调。市场主体相关的权利和责任可以分为两大类，一类是电力市场内与相关交易相关的责权利，关键问题是在产品设计时明确产品的定义和交易各方的责权利；一类是与电力市场外的因素相关的责任和权利，如环境保护、社会稳定、国家安全等，需要通过市场外的方式保障相关权利的获得、保证相关义务的执行，应尽量减小对电力市场内价格的影响，典型的方式如设计政府驱动的产品或合约（如136号文的“价格机制”）。

6、放松对市场化交易的管制

在通过政府驱动的产品、合约或机制实现市场外的责任和权利，通过电力市场的产品设计优化、细化明晰交易各方的责权利的情况下，需要放松政府对市场的管制，应将政府管制主要限于市场力管控等方面，且要特别注意不过度监管。需要明确各种价格限制、收益回收的目的和背景，在相关导致需要管制的因素消除后，尽快取消管制和干预，包括各种过于严格的价格限制和收益回收机制。当前市场中很多对交易的管制源于同一产品在不同市场中价格的不同，比如中长期市场价格和现货价格不收敛，日前市场价格和实时价格不收敛。由于当前价格不收敛与市场和政策设计尚不完善有关，初期设计一些收益回收机制具有一定合理性。但是，市场发展的方向应该是尽量消除、减小导致市场不收敛的政策性、机制性因素，使得不同市场之间的价格差主要由信息、风险等的差异造成，这样就可以鼓励而不是限制在不同市场之间的交易，促使激励相容的结果：市场主体利用技术优势在不同市场之间套利，提高市场流动性，加强不同市场价格的收敛。

7、完善和优化集中式交易市场的价格形成机制

以机制设计理论的参与约束和激励相容原则为指导，完善和优化集中式交易市场，特别是现货市场的价格形成机制，促进现货市场中发电的全成本回收，促进考虑市场动态和博弈情况下全社会用电成本的降低。准确反映供需的价格是市场发挥资源优化配置作用的前提，否则，在不合适的价格水平、扭曲的价格结构下，市场反而可能对资源配置起到负面的作用。电力市场与一般市场相比的一个重要区别是一些情况下需要集中的、有组织的市场，原因包括实时平衡、促进电网输电容量最大利用等。在集中的、有组织的市场中，需要确定一个市场规则并通过计算机程序计算相关产品交易的价格。很多情况下，市场“定价”是一个多解问题，需要根据一定目标在多个可行的定价方案中选择合适的定价方案。当前的电力市场中，特别是现货市场中，定价机制的主要问题是过于看重降低计算出的“静态电价”的目标，而缺乏对发电的成本回收约束的考虑，导致市场不满足激励相容，从而导致从动态、长期看，总的社会用电成本升高。

8、优化完善跨省跨区输电定价机制

全国统一电力市场建设的目标是全国范围进行资源的优化配置。当前的跨省跨区输电定价机制无法很好支撑这个目标，需要进行优化和完善。需要结合省内输电相关责权利责任的清晰划分、相关交易和结算规则的完善等工作的开展，优化和完善跨省跨区输电定价机制，形成全国范围内与电能量市场协调的、促进电力资源的跨省跨区资源优化配置的协调的输电管理体系。可在南方区域电力市场试点进行基于位置的输电价、输电权等相关机制的探索。

（三）136号文落地的具体方案的建议

9、允许新能源的机制电量自由参与各类市场

应将“电价机制”看为一种电力市场外的，实现新能源的外部性价值的一种机制。尽管无法完全避免，但从机制设计上，应尽量减小“机制”对电力市场内的各种价格的影响和扭曲。在此基础上，让新能源与其他市场主体一样公平的参与市场，无额外优待，也无额外限制：通过加大交易频率等为新能源提供更多调整市场头寸的机会降低风险；允许新能源自由参与各类市场，包括中长期市场、日前市场和实时市场，具体参与方式根据各地具体的市场设计而定。

集中式全电量现货市场下，年前、月前等签订的远期合约（forwar market）本质上就是一种以现货市场价格为参考价的差价合约。电力市场中还可以有其他形式的差价合约，如为了规避位置相关风险的差价合约。因此，应允许新能源根据具体情况参与各种市场交易，包括差价合约性质的交易，但可以不允许其获得其他类型的补贴。同时，需要完善市场信用机制，可通过信用管理对交易量进行限制，以控制与结算、履约相关的风险。

10、结算参考价的计算方法

参考价的设置需考虑各地新能源参与各种市场的限制性约束、实际参与情况、不同市场价格收敛情况，综合考虑降低新能源风险和激励新能源主动参与市场、主体降低消纳成本两方面的目标。如果市场没有对新能源必须参与某个市场的比例的要求，现货市场下可以采用实时市场价格或多市场加权价作为参考价。非现货市场下，由于我国当前不同时间尺度的市场价格存在不收敛的情况，可以结合具体情况采取多市场加权的方式。“机制”的作用是降低新能源面临的政策性、不可控的风险，但同时应让其承担一部分能够承担的、可控的市场风险。可以认为，参考价的选择就是将全部风险通过参考价分为两部分：新能源承担参考价与其个体实际的市场综合价之间的风险，政府或全体用户承担承担机制电价与参考价之间的损益及风险。差价合约中参考价的主要目的是估计新能源在市场中可以获得的收益，需要结合所在市场的交易体系和交易机制、机制电价的形成机制（如是否分类，如何分类），综合考虑降低风险和提高激励两个方面的目标确定参考价的计算依据和方法。不直接以新能源的上网电价作为参考价的原因，就是希望给新能源以市场激励。

11、机制合约成本的分摊

根据《可再生能源法》相关精神，对“价格机制”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，比如，在全国范围内通过可再生能源附加回收。现货市场规则中，应更加清晰、准确对“系统运行费”等概念进行定义，明确其内涵。系统运行费是与所在地区的的电力系统运行相关的成本。在建立“价格机制”后，新能源已经与其他类型电源一样公平参与市场，市场的电价已经包含了所有的供电相关的成本，系统运行费不应包含“价格机制”相关的成本。

12、新能源发展目标、规划及合约量的设置

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及规划，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。优化完善合约量设定及结算机制。可将“价格机制”看为一种政府驱动的差价合约，其需求是政府可再生能源发展战略驱动的。考虑到投资的时间周期，需要提前发布新能源的发展目标及规划，作为新能源投资的主要依据之一。结算机制上，当前基于机制电量、机制电价结算，未来可以研究、发展基于容量的拍卖、基于收益的结算机制等。

13、其他相关机制的优化与衔接

取消强制配储的同时，结合各地市场建设具体情况，保证为系统、市场需要的储能提供合理的收益，特别在市场价格结构尚未完全反映供需的情况下。

“价格机制”如何与绿证、碳市场、可再生能源消纳责任等政策和机制衔接，需要系统性统筹考虑。新能源的外部性包括能源安全和环境保护两个方面，绿证是仅反映环境价值，还是综合考虑了能源安全外部性价值，不同情况下各机制之间的衔接方法应不同。

可将现有的中长期合约改造、转化为政府授权合约，在此基础上进一步放开市场的各种约束。我国当前的中长期合约受到较多管制，可以将其看为一种特殊的拍卖性的政府授权合约：参考价为日前市场价，执行价为中长期合约的价格。结合136号文对新能源的差价合约的建立，可以将煤电、气电、水电等常规电源的一部分现有的中长期转化为政府授权合约，在此基础上尽量放开政府对市场化中长期市场的管制，加强中长期市场价格和现货市场价格的收敛性。后续随着市场的不断完善逐渐减小政府授权合约的范围。

附：电力现货市场建设中几个相关概念的讨论

【报量不报价】很多市场规则中将“报量不报价”作为一种市场模式，但这个名字容易引起误解和歧义。报量不报价，也可认为是一种特殊的“报量报价”：申报最高价格，愿意作为价格接收者。电力市场中的核心问题是申报者的权利、义务等，包括：申报的量是否、如何参与日前市场和实时市场的出清，机组是否具有可控性即是否可接受调度的指令调整出力，机组出力是否按所在节点的价格结算等。136号文主要涉及新能源，但对负荷参与市场时的“报量不报价”模式，同样存在这个概念不清的问题，需要在规则中明确，完善相关表述。

【日前市场】需要明确日前市场的性质，包括：是否有结算义务，是否全电量出清，与安全校核或可靠性机组组合的关系，是否希望提供位置相关信号等，相关定义需要与实时市场、中长期市场的定义一致和自洽。如果将日前市场定义为全电量出清的集中式市场，则中长期市场形成的交易应为仅有金融结算义务的差价合约，合约的参考价为现货市场价格。如果允许中长期市场形成的交易物理执行，需要进一步明确输电权相关定义，并将日前市场定义为集中和分散结合的混合式市场，即允许自调度执行部分由中长期市场形成的交易结果。如果日前市场采用节点定价机制，希望通过节点电价提供位置信号，对发、用不在同一节点的中长期交易，在节点定价体系下需要按节点价差缴纳阻塞费，否则将造成一部分不平衡资金。

【新能源申报】需要明确，新能源在现货市场的申报，是用于调度进行安全校核、方式评估的发电能力预测，还是希望在某个市场中交易的功率或电量？建议要求、允许新能源申报两个数据，分别用于不同的用途。为了初期简化相关执行，可以允许一个申报数据用于两个用途，但在规则设计上需要有两类数据。