政策解讀 |《深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》

國家發展改革委和國家能源局于2025年2月9日聯合發布了《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），標志著我國新能源電力市場化改革邁出了關鍵一步。

中國能建西南院長期致力于電力市場、綠證綠電市場和碳市場等方面的相關研究，在該領域開展多項課題，并獲得多個知識產權成果和相關獎項。本次主要從以下方面對136號文進行解讀。

01、新能源全面參與市場競價，保障性收購逐步退出歷史舞臺，通過市場機制實現優勝劣汰，加速行業洗牌與升級

新能源成本顯著下降和裝機規模不斷擴大，為其進入電力市場奠定了基礎。136號文提出，新能源項目（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源將在全國范圍面臨著市場化生產運營挑戰，其市場化交易將成為一門需要精細規劃與專業運作的“技術活”，項目前期的市場經濟性評估和運營期的市場交易策略將極為關鍵。

2015-2025年風光平準化度電成本變化

2020-2024年新能源裝機規模變化

02、建立新能源可持續發展價格結算機制，通過價差結算方式，實現市場平穩過渡

以2025年6月1日為時間節點，在此之前投運的新能源項目劃分為存量項目，在此之后的劃分為增量項目。

存量項目機制電價，按新能源現行價格政策執行，機制電量取代保障性電量，其規模比例逐年遞減。

增量項目機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，不得高于最高限價。

機制電價可對沖市場交易電價不確定性風險，差價結算費=（機制電價-市場交易均價）×機制電量。市場交易均價低于機制電價時，將對新能源發電企業進行差價補償；市場交易均價高于機制電價時，新能源發電企業需將差額部分進行返還，差價結算由電網企業按規定執行，結算費用納入當地系統運行費用。

03、新能源機制電量部分收入相對穩定，非機制電量部分面臨市場化競爭壓力

新能源收入可按如下公式計算。公式中，其他費用主要指兩個細則及輔助服務費用等，在后期解讀中詳細介紹；市場化電量=非機制電量+機制電量。

新能源收入結構示意圖

從收入結構上看，新能源機制電量部分可作為保底收入，非機制電量部分的市場化收入不確定性強，需要通過市場化交易策略進行提高。

此外，市場交易限價將進一步放開。但從部分已開展新能源市場化交易的地區來看，新能源從市場中獲得較高電價的難度較大；在其大發期間，市場交易價格可能會相對較低，甚至可能出現負電價。

綠色電力交易方面，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。新能源企業可在機制電量和綠證交易兩者之間進行抉擇。若綠證價格較低，可考慮按上限選擇機制電量比例；反之，可降低機制電量比例。

04、相關建議

（1）新能源全面入市之后，傳統利用小時數將難以作為經濟性測算評估的直接依據，建議新能源發電企業在項目投資前開展電力市場下的經濟效益分析，提前評估市場化風險，并提出相應的應對策略。

（2）在新能源全面入市背景下，將會面臨中長期、日前和實時等多時間尺度的市場交易。新能源發電企業需要提升多時間尺度新能源出力預測能力，同時合理安排中長期和現貨市場交易比例，降低市場電價不確定風險和偏差考核壓力。

（3）建議新能源發電企業統籌考慮市場化交易業務需求，研究相應的電力市場輔助競價模型，提升市場競價水平，具備適應新能源波動特性的高頻交易能力。

后續，西南院將繼續分享136號文對新能源、儲能和火電等方面的影響分析。