机制电价分省实践的“异”与“同”

“目前公布的细则已显露出鲜明的地域逻辑，地方差异的本质，是资源禀赋与市场成熟度共同作用的结果。”在自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院近期联合举办的“电力低碳保供研讨会”上，有业内人士指出。

《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，以下简称“136号文”）作为我国新能源市场化的纲领性文件，构建了新能源项目“全面入市+差价托底”的基础框架。136号文发布后，各地正“量体裁衣”制定136号文落地实施细则。截至目前，新疆、蒙东、蒙西细则已正式出台；山东、广东两大经济强省的细则以征求意见稿形式亮相。

在会上，专家详细拆解了上述各地136号文实施细则，探讨区域落地逻辑与政策分化图谱，并针对关键堵点提出建议。

地域特色鲜明

136号文明确，差价结算机制的三大核心要素——机制电价水平、电量规模、执行期限下放地方自主制定。从目前各地公布的136号文细则来看，在补多少额度、补多大电量、补多长周期上，已显露出鲜明的地域特色。

我们先梳理下存量项目。

除广东外，其余地区均有相关规定。机制电价水平方面，山东统一明确为0.3949元/千瓦时（含税），为目前最高价。蒙东、蒙西机制电价捆绑煤电基准价，分别为0.3035、0.2829元/千瓦时，新疆将存量项目分为补贴、平价两类，衔接原优先电量上网电价，机制电价分别为0.25、0.262元/千瓦时。

机制电量规模方面，山东和新疆按比例覆盖电量，山东单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，新疆补贴项目机制电量比例30%，平价项目机制电量比例为50%。蒙东、蒙西对集中式项目进行了分类设定。

执行期限方面，各地纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。

我们再盘点下增量项目。

蒙东、蒙西暂不启动增量机制，保留后续评估空间，其余地区各有特色：山东暂并未明确机制电量规模、执行期限和电价水平，但明确机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。此外，特别设置了申报充足率下限，引导新能源充分竞争，2025年竞价申报充足率不低于125%。新疆则为增量项目机制电价划定了明确的竞价区间，暂定0.15~0.262元/千瓦时。

电量规模方面，广东每年新增纳入机制的电量规模由当地发改委、能源局确定，并在竞价前予以公布，同时，机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于90%。新疆机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定。

执行期限方面，新疆增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。广东增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。

政策分化背后

国家电网能源研究院财会与审计研究所主任经济师张超用“全面入市、衔接历史、分省落地”十二个字提炼136号文政策的精髓，通过梳理各地新能源入市机制，张超认为，整体来看，各地既有共性又兼顾个性。

共性方面，各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。

“个性方面，从市场机制特点来看，山东关注电能量以外的市场及辅助服务、容量补偿等，建立涵盖信息披露、价格监测、成本调查和零售监管的风险防控体系。广东探索‘虚拟电厂聚合规则’，而蒙东侧重‘无现货市场的保障政策衔接’。”张超说。

竞价机制，关乎增量项目的机制量、价如何确定。张超对山东、广东竞价机制的特点进行了总结：“山东进行了一系列机制创新，设置了申报充足率确保竞价有效，同时明确分布式委托代理商竞价，侧重机制电量‘可少不可多’；广东交易中心作为竞价的主要组织方，明确新增机制电量执行期限，最后边际机组报量全额成交，侧重机制电量‘可多不可少’。”

自然资源保护协会能源转型项目（NRDC）高级主管黄辉认为，各地136号文配套细则的主要差异，体现在机制电量、电价部分。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。东部外向型经济的电价承受能力相对高一些，预计可再生能源的机制电量和电价也会高一些。西部省份之前保障小时数较低、市场化比例较高的省份，预计机制电量和电价会相对低一些。

“长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。同时，136号文将新能源消纳权重、新能源装机目标与‘机制电量+市场交易’挂钩，规划目标将更多依靠市场来实现，后续的调节资源、容量资源规划建设也会逐步走向市场化引导的方式。”黄辉说。

关于现货市场上下限方面，山东提出适度放宽限价，广东按照中长期交易价格与峰段系数、尖峰系数共同确定申报价格上限。值得一提的是蒙东、蒙西现货市场中，申报价格上、下限暂定为-0.05~1.5元/千瓦时，允许申报负电价。

为何会出现上述差异？业内人士告诉记者，新疆、蒙东、蒙西风光资源禀赋突出，但本地消纳能力薄弱，外送比例高，政策选择压低机制电价，通过市场化倒逼“低度电成本+跨省交易”破局。而山东、广东属于东部负荷中心，电价承受力相比西部高，加之强绿电需求，政策以高保障电价吸引投资。

未来破局建议

地方政策下一步如何细化、还有哪些堵点，目前已发布的落地政策对其他地区有何借鉴意义？与会专家积极建言献策。

张超认为，各地未来应坚持按当地实际开展方案设计，形成“方案+细则/规则”的组合，以入市带动市场建设，更加关注市场与价格跟踪监管，在机制创新与机制衔接之间寻求平衡，需要更关注入市、竞价和差价结算的节奏衔接，机制电量的月度分解有待创新。

分布式能源入市是当前新能源市场化的一大挑战。张超进一步指出，分布式能源有很强的“分布式+”属性，比如“分布式+负荷”，“分布式+储能”等。在市场交易中，需要把“分布式+”项目当作一个整体去考虑。当前分布式项目主要作为价格接收者，在全面进入市场后，现货价格信号会引导分布式主体进行资源优化配置以获取更高收益。与此同时，“分布式+”的主体还需要履行三方面的责任，包括系统调节责任、承担政府性基金及附加和交叉补贴的社会责任，以及相应的输配电成本分摊等。

目前，广东正在探索以虚拟电厂实现“分布式+”入市。风行虚拟电厂研究院院长、山西电力市场监督管理委员会委员南豆表示，新能源全面入市背景下，虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。在这样的背景下，虚拟电厂一是可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题；二是可以解决分布式资源调节的问题；三是与储能结合，拓宽收益渠道；四是作为贯穿多市场的“路由器”，减轻单个资源管理的难度，通过多市场增加收益模式。

针对136号文的落实，南豆认为，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%~50%，更多的应该参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，中午大量出清价为零可能是火电机组大量备用造成的结果，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立市场主体，真正体现其参与市场的权责义务。此外，需要进一步优化中长期和现货市场的衔接，真正供需关系的体现是现货市场。目前不少省份要求中长期合约规模锁定在80%~90%，需放宽中长期合约比例限制，来提高市场的流动性。

记者注意到，目前出台细则的省份中，暂无提及跨省跨区交易。谈到对于跨省跨区市场的期待，南方电网电力调度控制中心水电及新能源处副处长王皓怀直言，现有的省内市场和跨省跨区市场相对分离，跨省跨区市场属于优先计划范畴，省内市场开放程度相对更大。但国家正在积极推动打破省间壁垒，跨区市场也将逐步形成，成为构建全国统一电力市场的重要组成部分。

黄辉认为，在受端省份电力市场快速推进的情况下，相对固化的跨省电力交易中长期合同与受端省份电力市场在实时量价上难以匹配，跨省跨区交易可考虑锚定受端省份电力市场规则做相应的调整。另外，建议逐步放开省间现货比例，并推动跨省跨区发电企业和售电公司、用户直接参与省间交易，提高交易的灵活性，在长三角等区域市场建设基础较好的地区做更多的突破性尝试。