國家發(fā)展改革委和國家能源局于2025年2月9日聯(lián)合發(fā)布了《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)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(guān)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(guān)研究，在該領(lǐng)域開展多項課題，并獲得多個知識產(chǎn)權(quán)成果和相關(guān)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(xiàn)優(yōu)勝劣汰，加速行業(yè)洗牌與升級

新能源成本顯著下降和裝機規(guī)模不斷擴大，為其進入電力市場奠定了基礎(chǔ)。136號文提出，新能源項目（風電、太陽能發(fā)電）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。新能源將在全國范圍面臨著市場化生產(chǎn)運營挑戰(zhàn)，其市場化交易將成為一門需要精細規(guī)劃與專業(yè)運作的“技術(shù)活”，項目前期的市場經(jīng)濟性評估和運營期的市場交易策略將極為關(guān)鍵。

2015-2025年風光平準化度電成本變化

2020-2024年新能源裝機規(guī)模變化

02、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，通過價差結(jié)算方式，實現(xiàn)市場平穩(wěn)過渡

以2025年6月1日為時間節(jié)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(xiàn)行價格政策執(zhí)行，機制電量取代保障性電量，其規(guī)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(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，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(jié)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(fā)電企業(yè)進行差價補償；市場交易均價高于機制電價時，新能源發(fā)電企業(yè)需將差額部分進行返還，差價結(jié)算由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定執(zhí)行，結(jié)算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。

03、新能源機制電量部分收入相對穩(wěn)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(jié)構(gòu)示意圖

從收入結(jié)構(gòu)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(qū)來看，新能源從市場中獲得較高電價的難度較大；在其大發(fā)期間，市場交易價格可能會相對較低，甚至可能出現(xiàn)負電價。

綠色電力交易方面，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復獲得綠證收益。新能源企業(yè)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(guān)建議

（1）新能源全面入市之后，傳統(tǒng)利用小時數(shù)將難以作為經(jīng)濟性測算評估的直接依據(jù)，建議新能源發(fā)電企業(yè)在項目投資前開展電力市場下的經(jīng)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(fā)電企業(yè)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(xiàn)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(fā)電企業(yè)統(tǒng)籌考慮市場化交易業(yè)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(xù)，西南院將繼續(xù)分享136號文對新能源、儲能和火電等方面的影響分析。