数字储能网讯：国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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”），是我国新能源价格机制改革的又一次重要制度升级，标志着风电、光伏等新能源从“政策定价”全面转向“市场定价”的关键节点。136号文确立了“市场主导、制度托底”的总体框架，推动新能源上网电量原则上全部进入市场交易，由市场形成价格，并建立可持续发展的价格结算机制，按存量与增量分类施策，兼顾竞争效率与收益稳定。这不仅为全国统一电力市场建设提供了制度抓手，也为新能源产业高质量发展奠定了长期稳定的预期与治理基础。政策发布后，各地迅速响应并出台细化方案，围绕机制电量比例、电价上限下限、执行年限等关键指标进行差异化设计。江西、新疆、湖南等地分别结合存量项目的收益结构和发电特性设定了机制电量比例上限；广东、广西等地则对分布式能源与海上风电提出专项安排；山东、蒙西等地在机制电量核定上引入发电小时数指标。这些因地制宜的探索，体现出地方在统一政策框架下的差异化落地能力，也为全国范围内制度的平稳运行提供了实践支撑。

政策背景与战略意义

136号文落地，标志着新能源价格机制从“政策定价”全面迈向“市场定价”

过去十余年，我国新能源依托标杆上网电价、财政补贴和保障性收购等政策实现了跨越式发展，光伏、风电装机规模连续多年位居全球第一。固定电价在产业初期如同“稳定器”，为企业投资决策提供了可预期的回报，推动了项目大规模落地。但随着度电成本大幅下降、技术效率持续提升，这一机制逐渐暴露出市场化程度不高、价格信号不灵敏、资源配置效率受限等短板。

136号文的出台，正是在全国统一电力市场建设加速推进、能源结构深度转型的关键时期，将价格形成机制从“行政定价”转向“市场定价”，让价格不再只是政策文件上的数字，而是市场供需博弈的直接结果。这一转变，不仅是制度层面的更新，更是市场逻辑的重构。

从“政策驱动”到“市场驱动”，实现能源转型与市场建设的双向融合

136号文确立了以全量市场化交易为主、可持续发展价格结算机制为辅的“双轨并行”制度安排，开辟了新能源价格机制的新路径。市场化交易释放竞争与效率的红利，差价结算机制则为企业提供必要的收益托底，防止价格大幅波动冲击投资信心。这种制度设计的精妙之处在于，它既让新能源项目直接面对市场供需变化带来的挑战，又为产业留出适应期，避免了“断崖式”转型的风险。可以说，这是一种既符合经济规律，又契合我国能源转型阶段性特征的平衡方案。

更重要的是，这种机制将价格信号的作用推向前台，让投资决策、运营调度、市场预期三者形成闭环，推动新能源从“被动享受政策红利”走向“主动参与市场博弈”。这不仅是一次价格机制的改革，更是能源治理理念的深刻升级——从“保护性管理”迈向“竞争性引导”，为全国统一电力市场的建设注入了新的内生动力。

总体思路与顶层设计

市场在价格形成中居于主导地位，政府提供制度性保障

136号文的核心逻辑，是让新能源价格真正回归市场决定。文件明确，新能源上网电量原则上全部进入市场交易，由市场形成价格，这意味着过去“部分市场化+部分保障性收购”的格局将成为历史。市场价格将直接反映供需动态、电网运行状况以及各类电源之间的竞争结果，让新能源在价格形成中不再是“被保护的特殊角色”，而是市场上的平等参与者。

与此同时，跨省跨区新能源交易的价格与机制保持现行政策不变。这一安排并非保守，而是出于市场平稳过渡的考虑。跨区交易在新能源消纳中占据重要位置，如果贸然调整机制，可能对已形成的交易关系和资源流通造成冲击。因此，保留现有跨区机制，是在推动改革的同时，为系统运行和市场秩序预留稳定性。

双轨并行机制，为产业平稳过渡预留制度缓冲

市场化交易是方向，价格结算机制是托底。136号文创新性地引入可持续发展价格结算机制——在市场价格低于机制电价时给予补偿，在价格高于机制电价时收回差额。这种机制，相当于为新能源项目加装一道“减震器”：既不会因为价格暴跌导致投资收益崩塌，也不会让超额收益无限膨胀破坏市场秩序。

这种“双轨并行”的制度安排，充分体现了“竞争与保障并举、效率与稳定兼顾”的思路。它的价值在于，不仅让市场信号充分发挥作用，还通过制度设计锁定了投资预期的基本盘，确保在市场机制逐步完善的过程中，新能源产业能够稳健发展、持续吸引资本投入。

核心制度亮点解析

放宽限价区间，让价格信号更加真实灵敏

价格的有效性，取决于其是否能真实反映市场供需。136号文在电力现货市场上放宽了新能源申报价格的上下限——上限参考当地工商业尖峰电价，下限结合新能源在市场外的其他收益设定。这种宽幅价格区间的设计，一方面可防止价格过高冲击用电成本，另一方面避免了低价长期压制企业盈利空间。价格不再被硬性束缚，而是能更灵敏地传递出资源稀缺程度和系统运行状况，让企业有动力优化调度、提高响应市场的能力。

缩短交易周期，提升中长期市场契合度

新能源出力波动大、季节性强，传统年度或月度长协往往难以与实际出力完全匹配。136号文鼓励开展更短周期的中长期交易，探索周、多日、逐日开市等模式，并增加交易频次，让交易结果更贴近实时供需变化。同时，允许合同条款结合新能源出力特性灵活设计，比如按照不同季节、时段差异化定价。这不仅有助于提高合同履约率，也让价格信号更精准地反映新能源供需格局。

绿色电力交易制度完善，绿色价值独立定价

136号文提出，绿色电力交易在申报和成交时分别明确电能量价格和绿证价格，并取消省内绿电交易单独集中竞价与滚动撮合。这一举措将绿色价值从综合电价中剥离出来，使绿证能够独立定价和流通。绿色消费和减排责任履行不再依赖行政指令，而是由市场需求驱动，推动绿色电力真正实现价值化、商品化。

差价结算机制区分存量与增量项目的精准设计

对2025年6月1日前投产的存量项目，机制电价延续现行政策、不高于煤电基准价，机制电量与保障性收购电量衔接，比例不高于上一年度，执行期与原政策保障期一致。对于2025年6月1日后投产的增量项目，机制电价通过年度自愿竞价形成，与本地消纳责任权重挂钩，期限按投资回收期确定。这种差异化安排精准匹配不同阶段项目的风险承受能力，既稳住了存量，又推动了增量直面市场竞争。

电力市场影响分析

价格：市场信号更直接，价格波动将成为常态

全量市场化交易让新能源价格完全由供需关系驱动，价格信号将更直接地反映电力系统的实时紧张程度与资源稀缺性。在高负荷时段，新能源的边际价值将显著上升，价格有望获得溢价；在低负荷、出力集中的时段，价格则可能快速走低。这种波动性特征，将迫使新能源企业从“锁定收益”转向“动态博弈”，通过灵活的报价策略、精准的发电预测和多元化的交易组合来获取竞争优势。同时，用户侧也将更敏锐地感知价格变化，激发需求响应和负荷管理的潜力，形成市场与用电行为的双向互动。

消纳：差价结算与市场优化提升新能源利用率

可持续发展价格结算机制为新能源在低价时段提供收益保障，有助于缓解因价格过低导致的弃电风险。同时，中长期与电力现货市场的联动、交易周期的缩短、合同条款的灵活化，都将提高新能源出力与用电需求的匹配度。通过更灵活的交易方式和更精准的市场信号，新能源消纳能力有望稳步提升，弃风、弃光率将进一步下降，实现从“有电难上网”到“应发尽发”的转变。

收益：竞争与保障并存，投资预期更稳健

全量市场化让新能源收益更依赖市场表现，但差价结算机制为收益提供了底线保障——当市场价格低于机制电价时获得补偿，高于机制电价时让渡超额收益。这一机制不仅平滑了收益曲线，还增强了投资的可预期性。对于存量项目，保障期内的稳定回报有助于平稳过渡；对于增量项目，机制电价通过竞价形成，引导投资主体以技术进步和成本优化赢得市场竞争。在竞争压力与制度保障并存的格局下，新能源投资的长期吸引力有望保持稳定。

各地实践探索方案

存量项目稳中有变，兼顾历史收益与改革衔接

在存量项目安排上，各省份普遍采取了“保基本、留空间”的思路。江西将机制电量比例上限设为90%，以确保既有项目收益的稳定；新疆则区分补贴项目和平价项目，补贴项目按30%电量执行，平价项目则提高至50%，体现了对不同收益结构的差异化对待。蒙西细化到发电小时数核定，集中式光伏、特许权风电等项目的机制电量按具体小时数上限计算，以精准控制规模；湖南则结合扶贫容量和分布式能源接入情况，将集中式风电、光伏的机制电量限定在上网电量的八成以内。广东参考外省优化经验，保持机制电量比例弹性，而广西则对分布式新能源100%纳入机制电量，集中式则按年度单独确定。电价方面，大部分省份锚定燃煤基准价，江西、新疆、蒙西、湖南、蒙东、山东、广东、广西分别在0.25～0.45元之间浮动，差异反映了当地成本水平与市场承受能力的不同。这种安排既平稳延续了存量项目的收益模式，减少了改革带来的短期冲击，又通过比例和电价控制为未来市场化交易腾出了制度空间。

增量项目规则趋严，市场化竞争成为主旋律

对于增量项目，各省份普遍提高了进入门槛，以确保新建项目从一开始就处于市场化竞争的轨道。江西、山东要求首轮竞价的机制电量比例不高于60%，并设定申报充足率不低于125%，以防资源闲置；湖南将新增纳入机制的风电、光伏电量规模按年上网电量的20%核定，直接限制了规模扩张的冲动；广东将申报比例上限控制在存量项目的90%，形成了递进收紧的趋势；广西则将单个项目纳入比例限制在80%以内，并结合市场化比例动态调整。在机制电价上，各地普遍采取上下限双重约束：江西设定上限0.39元、下限0.20元，新疆在0.15～0.262元之间浮动，湖南、蒙东、山东、广西也都明确了具体区间，其中广西的上限定为0.4207元。执行期限则依据项目类型和投资回收期设定，多数省份为10～14年，海上风电项目因建设周期长、成本高，普遍享有更长的保障期。这些设计让增量项目必须凭借技术、成本与管理优势在市场中脱颖而出，形成“优者生存”的竞争格局。

差异化体现因地制宜，统一框架确保“全国一盘棋”

从全国范围看，各省份的实施方案都在统一的政策框架下展现了明显的地方特色。沿海省份如广东、广西重点针对海上风电和分布式新能源制定专门政策；西北、华北等新能源集中度高的地区，通过发电小时数严格核定机制电量比例，确保高比例新能源接入下的系统稳定性。这样的差异化安排，并非对统一市场进行削弱，而是在保持方向一致的前提下，尊重资源禀赋、产业结构与电网条件的不同，让“全国一盘棋”真正落在实处，也为全国统一电力市场的长期稳定运行打下坚实基础。

市场机制优化建议

电力中长期市场机制优化

一是建立完善适应新能源发电特性的中长期交易机制。推动中长期交易向更长周期、更短周期双向延伸，提升交易频次，实现中长期按日连续运营全覆盖；推动中长期市场向精细化、标准化转变，建立并推广中长期带曲线能量块交易，实现带曲线签约、分时段结算；建立灵活高效的合同调整和转让机制，为新能源调整中长期合同持仓量提供有效手段。

二是完善中长期市场限价机制。进一步加强中长期市场与现货市场的衔接，联动现货市场价格信号，完善中长期合约分时价格设计；合理划分峰谷时段，扩大分时限价范围。

三是进一步健全绿电交易机制。全面推广多年期绿电交易机制（PPA），稳定新能源收益预期。研究并合理确定新能源绿电交易规模，防范因绿电合同超签造成的合同无法履约的风险。调整绿电交易规则，完善绿电交易双边协商、挂牌交易的组织方式，确保绿电交易平稳推进。

四是规范开展代理购电。结合136号文，研究优化代理购电交易组织方式，明确偏差结算和考核机制，推动代理购电用户直接参与市场交易。

电力现货市场机制优化

优化电力现货交易组织方式。统筹做好电力现货市场申报、出清、结算等工作，全面实现电力现货市场长周期结算试运行，具备条件的地区加快转正式运行。加快研究新能源报量报价参与电力现货市场出清机制，配合政府优化电力现货市场出清价格上下限。深入研究纳入机制电量的新能源参与日前现货市场申报及出清方式，理顺机制电量与日前现货市场边界、实时电力现货市场偏差结算等问题。

合理设置新能源弃电优先级。在新能源大发期间，新能源按“地板价”报价参与电力现货市场，若此时需对新能源进行弃电，建议原则如下：在电力现货连续运营地区，按照上网电量等比例弃电；在未实现现货连续运营地区，按照社会福利最大化原则，机制电量分配比例高的新能源优先弃电，机制电量分配比例相同的，中长期签约比例低的新能源优先弃电，中长期签约比例仍相同的，按照上网电量等比例弃电。