拆解136号文：新能源上网电价市场化改革机制

截至2024年底，我国新能源（风电、光伏）装机容量14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，标志着新能源从补充能源转向主力电源。在我国新能源发电产业发展初期，新能源（风电、光伏）实行“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的上网电价机制。由于新能源项目发电功率不稳定，电网需要更多系统调节能力以消纳新能源电量和平抑波动，同时，在新能源开发建设成本大幅下降、新能源入市交易已成规模的背景下，需要通过市场化定价机制优化资源配置。

2019年首批平价项目政策（如《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》）要求项目在2020-2022年间并网，但未明确长期电价形成机制。136号文通过建立存量与增量项目差异化机制电价（差价结算模式），实现政策平稳过渡，保障已投运项目合理收益。

为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业高质量发展，促进能源绿色低碳转型。136号文是国家层面明确了新能源上网电价全部由市场形成，建立支持新能源高质量发展的制度，是能源电力能力的重大举措。

136号文要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，彻底改变了原有的收益模式和竞争格局。新能源风电和光伏项目将面临电价不稳定的新挑战。这一改革将结束新能源项目部分电量依靠保障性收购、固定电价的模式，推动新能源全面参与市场竞争。

新能源发电依赖自然条件，发电效率受天气、季节影响较大，需要搭配储能技术或灵活电网调度，具有波动性、间歇性，新能源发电高峰与需求侧高峰并不匹配，这将导致市场化价格机制下新能源电价大幅波动。新能源完全进入市场，将对新能源电价产生巨大的影响。

136号文规定，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

通过价格结算机制，已经投运的部分新能源电站还享受固定电价的保障性政策，设立该结算机制可以与现行政策妥善衔接，保障该等新能源电站向市场化价格机制平稳过渡。

136号文规定，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分：

对于2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，逐步减少对政策托底的依赖，通过开展差价结算实现电价等与现行政策妥善衔接。存量项目机制电量规模与保障性电量一致，随着新能源项目增加，分摊到的机制电量会逐年降低，存量项目机制电价将不高于燃煤标杆电价，因此整体收益在短期内会保持相对稳定。

2025年6月1日及以后投产的增量项目，需要通过市场化竞价方式逐年确定机制电价，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，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。机制电价的电量规模也会受到限制。执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。增量项目需完全通过市场交易获取收益，新能源企业需优化成本结构（如降低组件、运维成本）、提升发电效率（如采用高效光伏组件、智能运维系统），以应对市场竞争。

完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

136号文强化规划协同，做好与国家能源电力规划的衔接，一是与“绿证”机制协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益；二是改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核；三是与储能政策协同，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件；四是与补贴政策协同，享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

136号文要求各地制定自己的具体实施政策。新能源企业应密切关注当地出台的具体政策，研判电力市场行情，及时调整战略布局。

新能源企业的存量项目，需利用过渡期优化运营（如提升发电量、降低运维成本），为过渡期结束后的市场竞争做准备；对于增量项目，需更严格地评估市场风险（如电力市场需求、电价走势）。

136号文出台将直接影响新能源投资项目评估，在投资开发决策过程中，新能源企业既要充分分析所在地区相关政策、市场交易规则及电力供需形势，充分研判各类发电电源装机、节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价，理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。

新能源全面入市、机制电价由竞价方式确立，未来新能源项目收益将面临重大挑战。未来电力市场交易收入是新能源电站最主要的收入来源，需要根据市场环境重新计算投策收益。新能源企业需要建立交易风险管理体系，提升交易收入。电力市场交易具有专业性和复杂性，新能源企业需要配置专门的电力交易部门，建立市场化电价预测模型，优化收益测算，保障项目运营提供有效的电力交易工作。

136号文的市场化改革将推动新能源产业链上下游的合作模式升级：与电网企业的合作：并网环节需更注重电网接入条件、消纳能力及调度管理要求，新能源企业需加强与电网企业的协同；与用户的合作：新能源企业需与用户签订长期合同，共同应对市场风险；与供应商的合作：组件、设备供应商需提供更高效、低成本的产品，帮助新能源企业降低发电成本，提升市场竞争力。