黨的二十屆三中全會提出，完善主要由市場供求關(guān)系決定要素價格機制，推進能源等領(lǐng)域價格改革。2025年1月底，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《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，簡稱“136號文”），提出推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。

（文章轉(zhuǎn)自：中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟）

各省在中央精神和上層政策要求下，紛紛開展136號文配套政策設計，明確存量/增量新能源交易機制，確定機制電量規(guī)模和電價水平，建立差價結(jié)算方式、明確執(zhí)行期限、退出規(guī)則和保障措施等重點內(nèi)容，加速新能源入市進程并做好與既往政策機制的銜接。

上半年，蒙東、蒙西、新疆陸續(xù)發(fā)布136號文省級配套細則，山東、廣東、廣西、湖南、山西也下發(fā)了征求意見稿，本文對已發(fā)布各地的政策要點進行了梳理，包括機制電量、機制電價、執(zhí)行期限、競價機制、銜接情況等進行了梳理。

一、基本對比

“機制電價”是國家推動新能源全面參與市場交易背景下，為保障新增新能源項目合理收益、平穩(wěn)過渡而設計的一項階段性支持政策。它不是傳統(tǒng)意義上的固定補貼電價，而是通過市場化競價方式形成，并在一定期限內(nèi)作為與市場交易電價進行差價結(jié)算的依據(jù)。

從各省市機制電價來看，

存量項目與燃煤發(fā)電基準價相銜接，以固定價格進行差價結(jié)算，典型省份價格在0.25-0.45元/千瓦時之間。新疆對平價項目和補貼項目做了更細致的價格劃分，補貼項目機制電價在典型省份中最低。湖南扶貧容量以外其他分布式光伏項目、接入電壓等級35千伏及以下風電和集中式光伏項目機制電價最高。

增量項目方面，機制電價主要通過競價形成，部分省份給出了價格限價。

“機制電量”是新能源項目在市場化交易中由政府政策保障的“保底電量”，通過差價結(jié)算機制平衡市場波動，確保項目基本收益。

從各省市機制電量規(guī)則來看，存量項目機制電量規(guī)模重點與各地非市場化電量比例銜接，如山東明確參考外省非市場化率設定上限，新疆按補貼項目、平價項目的一定比例折算納入規(guī)模，內(nèi)蒙通過遞減的保障性收購小時數(shù)核定規(guī)模。

“執(zhí)行期限”，關(guān)系新能源項目價格穩(wěn)定時長，各省政策中，充分考慮了存量項目的投資長期回報性，機制電價主要以全生命周期或固定年限為邊界執(zhí)行。

典型省份中，無論是采用全生命周期合理利用小時數(shù)，或是投產(chǎn)年滿20年，亦或是同類項目回收初始投資的初始年限，均體現(xiàn)了“保底”思路，能夠保障存量項目投資前的財務測算模型的適用性。

二、競價機制

競價機制可以分成兩方面：

一方面是納入機制電量的項目參與市場的機制；

另一方面是主要針對增量項目，在納入機制電量范疇前開展的競爭機制。

參與市場機制對比：

納入機制的電量，需同樣參與市場交易，在結(jié)算時開展差價結(jié)算。以發(fā)布正式稿省份為例：

新疆

新能源項目報量報價參與交易，分布式光伏項目可不報量不報價參與市場、接受市場形成的價格。電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行時，市場交易均價按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類型項目加權(quán)平均價格確定。

蒙西/蒙東

新能源項目報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。鼓勵分布式、分散式新能源項目作為獨立的經(jīng)營主體參與市場，也可聚合后參與市場。未選擇直接參與市場交易或未聚合的項目，默認作為價格接受者。蒙西原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定。

蒙東現(xiàn)貨市場連續(xù)運行前，市場交易均價原則上按照年度分月及月度發(fā)電側(cè)中長期市場同類項目各時段加權(quán)平均價格確定；現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定。

機制電量競爭機制對比：

三、機制銜接情況

“136號文”的出臺按下了市場化發(fā)展的加速鍵，我國新能源裝機快速滲透，其入市影響正逐漸釋放。根據(jù)國家能源局于2025年6月23日發(fā)布1-5月全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至5月底，全國累計發(fā)電裝機容量36.1億千瓦，同比增長18.8%。其中，太陽能發(fā)電裝機容量10.8億千瓦，同比增長56.9%；風電裝機容量5.7億千瓦，同比增長23.1%。從結(jié)果上看，趨勢上符合“雙碳”目標下快速發(fā)展的預期，但從裝機的絕對值上看，增速仍然超預期。新能源的大規(guī)模裝機和市場化交易，對未來市場的價格走向影響將快速顯現(xiàn)，而大規(guī)模存量項目的合理過渡以應對多變市場環(huán)境成為機制設計的關(guān)鍵。

作為136號文的省級承接方案，典型省份中的新疆、蒙西、蒙東政策均沿襲原政策保留了核心基本規(guī)則，如補貼方面：享受財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行；退出機制方面：新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

從新疆、內(nèi)蒙古兩個正式印發(fā)配套政策的省份看，新疆存量項目穩(wěn)定過渡的支持保障性較強。2022年，新疆先行推動平價新能源項目進入電力市場，并創(chuàng)新實施了目標上網(wǎng)電價支持政策，即以0.262元/千瓦時為目標價、以市場交易均價為基準，對平價新能源項目市場化電量實施差價補貼。此次新疆貫徹落實136號文件，突出做好新老政策銜接，在機制電量規(guī)模上，補貼項目銜接原優(yōu)先電量，機制電量占比30%；平價項目按照“原優(yōu)先電量和原目標上網(wǎng)電價支持政策折算電量之和確定”，代表新老政策支持力度不變測算確定，在機制電價水平上，銜接原優(yōu)先電量上網(wǎng)電價。該設計可以確保改革平穩(wěn)落地。

內(nèi)蒙古方面，2024年內(nèi)蒙古未入市新能源已不足10%，其電力市場化程度走在全國前列。目前內(nèi)蒙古存量項目仍有部分保障小時數(shù)，此次方案后，存量項目保障小時數(shù)會逐步下滑。內(nèi)蒙古此次發(fā)布的配套方案中未設計針對增量新能源項目的機制電量規(guī)模，反映出內(nèi)蒙古獨特的市場環(huán)境，市場外的差價結(jié)算機制作為過渡性政策，在內(nèi)蒙這類市場化率較高的省份中并非是必選項，全區(qū)新能源項目可更快速的向全面市場化交易轉(zhuǎn)變，未來在實際發(fā)展中，考慮非水可再生能源消納等綜合情況下可再做調(diào)整。

未來，隨著136號文在各省的深化落實，可再生能源發(fā)展將更緊密地與電力市場耦合，儲能產(chǎn)業(yè)也面臨從"強制配儲"到"市場化競爭"的轉(zhuǎn)型。聯(lián)盟將持續(xù)跟蹤各省136號文實施細則的實施情況，并調(diào)研分析其對儲能產(chǎn)業(yè)的影響，對行業(yè)關(guān)鍵政策進行研判。