数字储能网讯：136号文件的首要任务，就是要推动新能源上网电量全面进入市场，让上网电价由市场决定，以更好发挥市场机制作用。

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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 ， 本期文章均简 称“136号文件”），136号文件推动新能源上网电量原则上全面进入市场，上网电价由市场形成，并配套建立可持续发展价格结算机制。

自2006年《中华人民共和国可再生能源法》正式实施以来，我国通过建立反映可再生能源发电成本的固定上网电价机制，有效促进了风光发电市场建设和产业发展。2021年起，我国新增风光新能源项目普遍实现了无补贴按当地燃煤发电基准价平价上网。

2023年以来，随着新能源发电成本进一步下降，国内大部分省份的新增风光发电成本均不同程度地低于当地燃煤发电基准价，考虑煤电普遍入市与新能源参与市场电量比例逐渐增大的因素，新能源平均上网电价与煤电差值在持续扩大。此外，我国在“十四五”初期取消了工商业用电目录电价，2024年全国新能源发电量超过了终端居民用电和农业用电等非市场化用电量，新能源传统的固定电价模式难以适应电力市场的发展，亟须深化新能源上网电价市场化改革。136号文件的首要任务，就是要推动新能源上网电量全面进入市场，让上网电价由市场决定，以更好地发挥市场作用。

政策可发挥多重作用

截至2024年年底，我国新能源的装机容量已经超过火电，达到14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的42.0%，新能源发电量占全社会用电量比例达到18.5%，预计2025年将超过20%。要实现2030年非化石能源在能源消费中占比25%目标，新能源需要在“十五五“期间持续保持较高的装机增量和发电量贡献。136号文件从多角度入手，为新能源市场高质量发展提供市场化政策指引。

一是有利于新能源进一步降本增效，尤其是降低非技术成本。2024年，我国新能源参与市场的电量比例达到54%，但近一半的新能源电量实行保量保价收购，无法充分反映电力市场的供求关系，电力系统的调节责任、灵活性资源为新能源上网提供的支撑调节服务价值难以有效体现。136号文件将推动新能源上网电价全面由市场形成，无论是直接参与电力市场，还是争取进入可持续发展价格结算机制，都是市场竞争，前者是与各类电源在电力市场公平竞争，后者是全部或部分新能源内部竞争，一方面激励企业通过技术创新、运营优化降本增效，另一方面也可压缩近年来高企各种前期费用，降低不合理的非技术成本。

二是有利于激发调节性资源进入市场。预期政策逐步至全面实施后，现货市场电价峰谷差进一步拉大，136号文件也提出适当放宽现货市场限价的要求，将推动独立储能、新能源配置储能以及各种资源聚合类的新型经营主体积极参与市场，资源聚合类主体则可以整合分布式能源、储能、可控负荷等多种资源，有助于降低系统整体的灵活性调节成本，提高资源利用效率。

三是有利于加快全国统一电力市场建设。随着各地新能源渗透率持续提高以及我国电力市场建设步伐加速，新能源参与市场的范围不断扩大，规模和比例快速上升。新能源入市全面参与中长期交易与现货交易，将使电力市场化交易进一步扩围。新能源可充分运用低边际成本优势实现更大范围的消纳与资源优化配置。在推动新能源全面参与市场的同时，注重加强电力市场顶层设计，各地进一步优化完善电力市场机制规则，促进全国统一电力市场建设。

场外“多退少补”结算机制降低投资风险

由于新能源发电具有随机性、波动性、间歇性等特征，参与市场后，新能源项目普遍面临度电收益下降问题。尤其是光伏发电，目前大部分现货连续正式运行和连续试运行地区的白天特别是午间常常为电价洼地时段。随着新能源的装机和电量渗透率进一步提高，全面参与市场交易后，收益波动大，不确定性大，新能源发电项目难以进行投资评估和决策。

为了保障新能源市场的持续发展，稳定投资规模，136号文件确定建立新能源可持续发展价格结算机制。这是一种在电力市场外对相应电量提供相对稳定度电收益保障的机制，即对纳入机制的新能源电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时则回收差价。该机制类似于英国的差价合约，是将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的方法。但可持续发展价格结算机制的特别之处在于，差价结算是基于市场交易均价低于或高于机制电价的部分，如对于现货市场连续运行地区，市场交易均价是月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格。这样的机制设计一方面保障了机制电价对应电量部分有相对稳定的收益预期，另一方面可以激励新能源企业和项目提升电力市场的交易能力，以及推进增量新能源向高节点电价区域和时间配置。

作为一项创新型机制，136号文件对可持续发展价格的结算机制给予了明晰规定，尤其是明确了机制执行期限、差价结算及疏导方式、机制电价形成方式等关键问题及量化确定原则，凭借“多退少补”的差价结算方式，企业可以形成基本的收益预期。

存量、增量项目精准分类施策

新能源具有项目投资期固定投资成本占比大、运营期变动成本占比小的特点，随着技术进步、投资持续降低，同一地区不同年份建设的同类型的新能源项目投资水平和度电成本存在较大差距。因此需要考虑这些因素分类施策，尤其是需考虑老项目的政策衔接。136号文件针对存量项目（2025年6月1日前并网）和增量项目，在机制电量规模、机制电价确定、执行期限等方面做出了不同的规定。

对于存量项目，机制的核心是保障政策衔接，通过开展差价结算的方式，无论是量、价，还是执行期限，均以原适用政策为基础，原保量保价部分转为机制电量和机制电价。此外，由于政策的平滑衔接，也使工商业用户用电价格总体水平不会因从保障性收购转为可持续发展价格结算机制而变化，只是用电价格内部结构调整，如果机制电价高于市场交易均价，工商业用户的市场化购电电价将下降，系统运行费用相应上升。因此，虽然看起来存量项目适用该机制的基数大，但不影响终端用电价格，使政策落实在差价疏导上无障碍。

对于增量项目，机制的核心是稳定基本收益预期。纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价则由各地通过市场化竞价方式确定。地方在组织竞价时就需要提供机制的边界条件，可能包括总电量规模多少，单个项目纳入机制电量的规模或比例（单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量，如果不是全电量纳入机制电量，可能还需增加电量分解的原则），竞价上限（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），初期可设定竞价下限（考虑成本因素）和执行期限等。

除了新老分别施策外，为兼顾新能源各技术类型的发展差异，在文件实施初期，各地对成本差异大的项目可按技术类型分类组织，每个技术类型的电量规模和竞价上下限等均可以结合本地实际分类确定，在实现顺利过渡的同时推动不同技术类型健康持续发展。针对地区差异，136号文件授权地方结合本地新能源发展情况和电力市场建设情况，按照国家政策以及避免市场过度波动的原则，制定具体的实施方案。目前，新能源相关各主体正密切关注各地在2025年内出台的地方性实施方案及后续落实。

总之，新能源电力全面市场化帷幕开启，预期将为新能源市场高质量发展、促进全国统一电力市场建设发挥应有的作用。