中國儲能網(wǎng)訊：2025年2月9日，國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號），要求各地2025年底前，按照通知要求出臺并實施具體方案，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場、上網(wǎng)電價由市場形成，配套建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，區(qū)分存量和增量分類施策，促進行業(yè)持續(xù)健康發(fā)展。
政策出臺背景
2024年底，全國新能源發(fā)電裝機規(guī)模約14.1億千瓦，占電力總裝機規(guī)模40%以上，已超煤電裝機，預計2030年占比將超50%。
新能源雖實現(xiàn)跨越式發(fā)展，但裝機規(guī)模與消納能力不匹配的問題日益嚴重，固定價格已不能充分反映分時段市場供需，市場分攤費用矛盾凸顯。
隨著新能源在我國電力結構中的重要性不斷提升，逐步承擔基荷電源角色，從“政策依賴”轉向“市場驅動”，是保障其大規(guī)?？沙掷m(xù)發(fā)展的關鍵，也是建設全國統(tǒng)一電力市場的重要環(huán)節(jié)。
政策總述
1 總體思路
按照價格市場形成、責任公平承擔、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調的要求，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革。堅持市場化改革方向，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。堅持責任公平承擔，完善適應新能源發(fā)展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。堅持分類施策，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。堅持統(tǒng)籌協(xié)調，行業(yè)管理、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同發(fā)力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。
2 提煉思想
1. 新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場交易，從“溫室”進入“市場”，價格由市場形成。
2. 采用“新老劃斷”方式，存量與增量項目分類施策。
3. 建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，實行差價結算，保障有限收益。
4. 后續(xù)將配套相關系列政策進一步支持新能源發(fā)展。
第一部分
136號文件主要內(nèi)容解讀
1 新能源電價由市場形成
新能源項目，包括集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。電價的時間特性進一步放大，中長期交易頻次提高，現(xiàn)貨市場限價進一步放寬，高峰尖峰價格會更高，低谷深谷價格會更低。
新能源將走出保障性收購、標桿價格結算的“溫室”，全部通過主動報量報價參與或被動接受價格參與市場?，F(xiàn)貨市場環(huán)境下，新能源需強制參與實時市場，自愿參與日前市場，中長期簽約比例不做強制要求。
新能源上網(wǎng)電量全面入市示意圖
提問：新能源如何參與電力市場?
回答：
? 現(xiàn)貨運行地區(qū)，新能源必須參與現(xiàn)貨市場中的實時市場，自愿參與中長期交易（含綠電交易），并鼓勵各地加快實現(xiàn)允許新能源自愿參與現(xiàn)貨市場中的日前市場。
? 現(xiàn)貨未運行地區(qū)，新能源必須參與中長期市場（含綠電交易）。如新能源具有調節(jié)能力，也可以參與輔助服務市場，未來還可根據(jù)有效容量參與容量市場。
提問：市場價格上下限確定原則？
回答
?上限：各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，預計在1.5~2元/度。
?下限：由新能源通過財政補貼、綠證交易、碳交易市場等獲得的額外收益的較大值確定（-0.2~-0.4元/度）。
2 建立新能源價差結算機制
為穩(wěn)定收益預期，降低市場波動，各地政府將在市場外建立差價結算機制，新能源電能量收入將分為市場交易收入（全電量）和價差結算收入（納入機制電量）。
對于新能源項目納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用，市場交易均價按照月度同類項目加權平均價格確定。納入機制的機制電價、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等將由政府根據(jù)區(qū)域具體情況確定。
差價結算機制示意圖
提問：機制電量如何結算？
回答
?多退少補：對納入機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。
?場外保障：在市場形成價格的基礎上，按照機制電價與市場均價進行差價結算。差價結算費用為機制電價與市場交易均價之差與機制電量的乘積。
?用戶買單：結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用，按月向全體工商業(yè)用戶疏導。
3 新老劃斷區(qū)別設置結算模式
存量項目和增量項目以2025年6月1日為節(jié)點劃分，分別細化新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限。
存量項目
2025年6月1日以前投產(chǎn)的存量項目，納入結算機制的電量規(guī)模考慮現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策每年自主確定比例，但不得高于上一年。機制電價不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r。
增量項目
2025年6月1日及以后投產(chǎn)的增量項目，納入機制的電量規(guī)模根據(jù)國家明確的各地新能源發(fā)展目標、年度非水電可再生能源電力消納責任權重等完成情況動態(tài)調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。
新老劃斷——關于存量
2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目：電量規(guī)模，由各地妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策。光熱發(fā)電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現(xiàn)行政策執(zhí)行。
提問：如何理解“機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當?shù)孛弘娀鶞?/strong>價”？
回答：存量新能源項目的機制電價水平按照未入市時的價格政策確定，即入市前是什么價格，機制電價就按什么價格確定。
提問：如何理解“妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策”？
回答：存量項目納入機制的電量規(guī)模，要充分考慮已有政策對新能源項目的保障作用。某省現(xiàn)行保障利用小時數(shù)如果是1000小時，那么該省存量項目納入機制的電量規(guī)模仍然是1000小時對應的電量。（部分省份需要關注：西北區(qū)域；湖南、云南、四川、江蘇等省，新能源已高比例參與中長期交易）
新老劃斷——關于增量
機制電價，由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。
提問：首次競價怎么開展？如何確定機制電價具體水平？
回答
?首次競價預計2025年6月開展，包括2025年12月31日前投產(chǎn)機組，后續(xù)原則上于上一年12月年度中長期簽約前開展當年競價。每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且均未納入過機制執(zhí)行范圍的項目競價形成機制電價。
?所有參與競價的項目按申報價格進行由低到高、采用邊際出清方式確定出清價格，取最后一個入選項目的申報價格作為當年所有入選項目的機制電價，但不得高于競價上限。
?如存在多個項目按出清價格申報，則可按申報電量比例分配。
第二部分
136號文件政策影響
市場風險機遇同步增加
3月份起，將有超過20個省份開展現(xiàn)貨長周期結算試運行，年底前除西藏外均具備現(xiàn)貨市場正式運行條件。年內(nèi)核電、水電、氣電上網(wǎng)電價市場化改革方案與儲能、抽蓄、大基地、源網(wǎng)荷儲一體化價格機制預計將陸續(xù)出臺。
大部分省份現(xiàn)貨上限價格將顯著提高，“地板價”也將成為新常態(tài)。新能源中長期簽約困難，現(xiàn)貨交易風險增加；調節(jié)性電源價值得到充分發(fā)揮；用戶側新市場、新模式迎來機遇。
新能源項目市場競爭加劇
新能源全電量入市，市場主體和交易規(guī)模明顯增加，壓縮了火電等傳統(tǒng)電源的市場份額，改變傳統(tǒng)市場格局，行業(yè)競爭進一步加劇。
存量項目短期內(nèi)仍享受機制電價保護，但機制電價保障的電量與降低交易風險作用有限，新能源企業(yè)需要結合分時段市場供需，做好電能量市場、機制電量、輔助服務市場、棄限電多目標管理，提升內(nèi)部設備管理能力和主動交易策略水平。
新能源項目投資策略調整
新能源項目投資更加需要市場化引導。從新能源項目收益結構來看，市場交易收入取決于市場環(huán)境和交易水平，差價機制收入取決于投資區(qū)域“財力水平”與對新能源發(fā)展支持力度。
新能源競爭直接拓展到規(guī)劃、建設階段，精打細算決策投資類型、區(qū)位選擇、設備選型、接入位置、建設成本等，將成為決定項目盈利水平與市場競爭力的重要因素。
火電項目轉型靈活調節(jié)
火電參與市場競爭壓力顯著增加，特別是在新能源裝機占比較高的地區(qū)，加速從“主力電源”向“調節(jié)電源”轉型。
新能源裝機持續(xù)快速增長且優(yōu)先消納，壓縮火電發(fā)電空間，火電利用小時數(shù)預計持續(xù)下降；新能源邊際成本接近零，在電力現(xiàn)貨市場或中長期分時段交易中明顯壓低整體市場電價，擠壓火電盈利空間。
為平衡新能源的間歇性和波動性，火電需頻繁參與深度調峰，輔助服務收益占比進一步提升，不斷從穩(wěn)定發(fā)電轉向靈活性服務轉型。
后續(xù)市場展望
短期電價下降，棄電率增加，新能源投資放緩
全電量入市政策沖擊下，新能源電價下降；市場交易未中標電量不納入電網(wǎng)棄電率，棄風棄光增加。短期量價齊跌，收益下滑。
投資收益下降難以迅速傳導至非技術成本，非技術成本依然較高。
短期新增項目（尤其光伏）收益受較大沖擊，投資放緩。
中期系統(tǒng)靈活性資源增加，新能源消納緩解，
電價企穩(wěn)
煤電靈活性改造疊加現(xiàn)貨市場引導負荷側削峰填谷，國家深化容量補償機制，輔助服務市場，全網(wǎng)調節(jié)能力提升，負荷曲線更貼合光伏發(fā)電曲線，消納緩解，供需逐步平衡，電價企穩(wěn)。
中期新能源投資依然平和，但非技術成本開始下降，疊加非技術成本后有望滿足收益率要求。
后期新能源非技術成本下降，電價穩(wěn)定，新能源投資恢復收益預期下降倒逼非技術成本下降，技術進步進一步降低單位千瓦成本；
當全電量品種全電量入市后，在更精細化的報價和競價機制下，高比例新能源發(fā)電在低谷時段滿足市場的全部需求時，新能源可具備主導市場出清價格能力，獲得定價權，新能源結算電價在下行中逐步將趨穩(wěn)，投資陸續(xù)恢復。
第三部分
136號文件
應對措施及建議
01 積極轉變觀念，加強生產(chǎn)營銷協(xié)同
要充分意識到，在新市場環(huán)境下，發(fā)電預測準確性、供需緊張時段發(fā)電能力、設備穩(wěn)定可靠性和市場交易水平，是新能源市場競爭的基礎和保障。
以市場化為導向精益化生產(chǎn)與精細化運營，加強場站發(fā)電預測能力提升和內(nèi)部協(xié)同，生產(chǎn)計劃緊跟市場價格信號，應對新能源全面入市后面臨的市場主體多、出力波動大、交易曲線特殊等挑戰(zhàn)。
02 做好政策營銷，爭取有利政策落地
加強與各區(qū)域能源局、能監(jiān)辦等規(guī)則制定和價格主管部門加強溝通，積極協(xié)同區(qū)域單位，爭取漸進實施細則，重點關注各地關于新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制中電量規(guī)模、機制電價、執(zhí)行期限等具體落地政策。
爭取提高現(xiàn)貨市場新能源市場申報下限、優(yōu)先新能源參與電網(wǎng)代理購電和跨省跨區(qū)交易。分布式項目需關注細化保障政策；山西、甘肅、新疆等區(qū)域關注跨省跨區(qū)綠電結算細則。
03 優(yōu)化電價測算模型，促進增量發(fā)展
項目開發(fā)要充分考慮新能源全電量參與市場影響，在新能源項目初步可行性研究、立項、可行性研究、投資決策等各階段，開展新能源項目電價分析。
按照采購與營銷中心制定的《新能源項目投資電價分析報告》，因地制宜考慮分階段、分電量結構預測價格，支持公司新能源合理投資與高質量發(fā)展。
04 加強人才隊伍培養(yǎng)，提升市場交易水平
全電量入市后，營銷能力成為差異化競爭重要手段。提前做好項目市場檔案梳理和專職交易人員培訓，按照人才隊伍建設方案要求，配置新能源交易人員，全面做好參與市場準備。
結合市場供需，積極開展省內(nèi)及跨省跨區(qū)交易，與用戶簽訂長期固定電價協(xié)議（PPA），提升分時段持倉量和優(yōu)先發(fā)電序列；結合市場交易交易規(guī)則，及時優(yōu)化功率預測曲線，搶抓省間現(xiàn)貨交易，結合區(qū)域項目特點增發(fā)電量。
05 協(xié)同火電售電市場，響應市場挑戰(zhàn)
火電機組結合各地調頻、備用等政策，針對性加快靈活性改造，適應高比例新能源電網(wǎng)需求，爭取容量電價足額補償和輔助服務市場收益。向多能聯(lián)供延伸，降低單一業(yè)務風險。
拓展多元化售電業(yè)務，從“電力中間商”轉型為“能源服務商”。開發(fā)綠電、分時等多樣套餐，滿足用戶ESG需求，引導用戶調整用能時段降電費。整合屋頂光伏、工商業(yè)儲能等資源，構建“虛擬電廠”參與電力交易，降低購電成本并賺取聚合收益。
