2025年2月9日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《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號文件”），這是新形勢下推動新能源高質量發展，實現能源轉型和碳達峰、碳中和任務目標的重要基礎性制度。本文基于個人理解，來討論如何落實好文件精神，才能保證新能源裝機規模和發電量占比的穩定增長，助力地方經濟發展以及碳達峰、碳中和目標的實現。

一、“136號文件”的出臺，是在電力市場化改革不斷深化過程中，統一各地政策和市場規則，確保新能源高質量發展的及時雨

1.2006年可再生能源法生效以來，可再生能源發電量收購原則在不斷發生變化，可再生能源發電量參與電力市場的比例正在逐年加大。

新能源項目投資收益的不確定性風險加大，導致投資積極性降低，如果不完善相關政策，將會影響新能源裝機規模的持續增長，影響“雙碳”目標的實現。

2006年開始實施的《可再生能源法》中明確了可再生能源電量的全額收購制度，所有可再生能源發電項目“強制上網，發電量全額收購”。

2016年3月24日，國家發展改革委發布《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》（發改能源〔2016〕625號），首次提出可再生能源并網發電項目年發電量分為保障性收購電量和市場交易電量兩部分。保障性收購電量部分優先安排發電計劃，簽訂優先發電合同（實物合同或差價合同），按照國家確定的上網標桿電價收購。市場交易電量部分通過市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同。市場交易電量部分，按照新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵）的差額享受可再生能源補貼。對可再生能源發電受限地區，由國務院能源主管部門按照“年滿負荷利用小時數”的方式核定保障性收購電量，不存在限電的地區，仍需全額收購。

2024年3月18日，國家發展改革委發布《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》（國家發改委15號令），這是對2007年國家電力監管委員會25號令《電網企業全額收購可再生能源電量監管辦法》的修訂。新的監管辦法明確可再生能源發電項目的上網電量包括保障性收購電量和市場交易電量兩部分，根據可再生能源電力消納責任權重制定保障性收購政策，正式開啟了“最低保障小時數+市場交易”的混合定價模式。

目前來看，各地方執行保障性收購政策差別很大，保障性電量普遍偏低，并且有逐年減少的趨勢。山東、河北南網等地規定風電執行70%的保障性收購比例；蒙西集中式風電保障性電量只有390小時、蒙東790小時、江蘇也只有800小時；有些省份的集中式光伏項目只有100多小時，其余電量全部進行市場化交易；青海省已經全部推向了市場。

在保障性收購電量逐年下降的同時，新能源參與電力現貨市場形成的上網電價普遍偏低。風電和光伏大發期間，現貨市場基本是地板價，尤其是光伏發電，因為發電“同時性較高”，在光伏裝機占比大的地區，已經出現長時間的負電價。

在各地政策不斷調整，電量和電價不確定性不斷增加的情況下，企業的原有投資決策模型失去了基礎，投資收益不確定性風險增加，導致企業無所適從，投資積極性明顯下降。發展下去，將會嚴重影響新能源裝機規模的持續增長，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現。

2.新能源全電量參與現貨市場是建設統一電力市場體系的基礎。

隨著新能源裝機和發電量占比的不斷提高，新能源全電量參與市場，避免市場割裂，才能實現市場的完整性，才能建立統一的電力市場，這樣才能讓市場機制發揮應有的作用。正如《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》中提出的“推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規劃和有效投資，發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用”。同時，隨著新能源在電力系統中的裝機規模和發電量大幅增加，對電力系統的靈活性提出了更高要求。電力系統內并不缺乏靈活性資源，而是缺少調動這些靈活性的市場機制。通過市場化機制可以解決高比例新能源并網面臨的電力系統調節能力問題，有利于消納新能源電力。可再生能源開發利用的“優等生”德國，2024年實現了47%的電力來自風電和光伏，這么高比例的新能源電力系統，并沒有帶來電價成本的高漲，還出現了隨著新能源裝機增長，備用容量反而下降的情況，被稱為高比例新能源接入下的“德國平衡悖論”，其中最重要的原因就是其不斷改進的電力市場機制。

3.新能源可持續發展價格結算機制是降低新能源發電項目市場不確定性風險，穩定項目收益預期，保障企業投資積極性，更好支撐新能源發展規劃目標實現的重要機制。

可持續發展價格結算機制，即大家所稱的機制電價政策，是為風電光伏等新能源引入的新的電價機制，實質是一種差價結算機制。對納入機制范圍內的電量，按照確定的“機制電價”與“市場交易均價”的價差進行結算，當“市場交易均價”低于“機制電價”時給予差價補償，高于“機制電價”時扣除差價。通過這種“多退少補”的結算方式，提高新能源項目投資收益的預期，降低市場不確定性風險。新能源項目成本主要是來自初始投資的固定成本，變動成本極小，且投資回收期長達8年以上。因此，新能源項目的投資收益確定性至關重要，直接關乎企業的投資積極性。新能源項目融資比例通常在80%左右，成本回收期內，融資成本構成度電成本的主要部分。提高收益確定性，穩定預期，可以降低融資成本，進而降低度電成本。

二、政策執行效果取決于地方具體實施方案

“136號文件”給出了“可持續發展價格結算機制”的基本原則和實施框架。但納入機制的新能源“電量規模”、“電價水平（機制電價）”、“執行期限”、“差價結算方式”、“退出規則”等具體實施的細則，需要地方價格主管部門、能源主管部門、電力運行主管部門等通過出臺實施方案，予以具體明確。該機制與新能源技術、產業發展、電力市場、電力系統等方面相關，又涉及地方政府不同部門、發電企業、電網企業、終端用戶等眾多不同訴求的利益主體，需要統一思想，統一目標，統籌協調，才能實現政策初衷，起到促進新能源發展的作用，保持新能源裝機的持續增長，不斷提高新能源的發電量占比，而不是背道而馳，造成新能源發展受阻，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現。

事關新能源能否健康可持續發展，各地方能源主管部門尤其需要高度關注，積極履職。落實好“136號文件”，主要有以下幾個關鍵要素和環節：

1.如何確定本省每年新增納入機制的電量總規模

每年有多少新增電量可以納入“可持續發展價格結算機制”，會對本省新能源新增裝機規模產生重要影響，某種程度上甚至決定了該省新增裝機規模。根據目前各省電力市場運行的情況看，新能源參與電力現貨市場形成的上網電價普遍偏低，而且我國電力現貨市場運行時間還不長，市場規則還在不斷完善，未來市場的不確定性非常高，如果不能享受“可持續發展價格結算機制”，對沖市場風險，很多項目就會擱淺。而且，沒有一個相對確定的項目投資收益模型，電力企業的投資決策也無法進行，也會導致投資停擺。所以，如何確定每年新增納入機制的電量總規模，需要地方政府高度重視，至少需要針對如下因素統籌考慮：

1.1 “年度非水電可再生能源電力消納責任權重”完成情況

“136號文件”中，要求“每年新增納入機制的電量規模，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年可適當減少；未完成的，次年可適當增加。”

“年度非水電可再生能源電力消納責任權重”是指2019年，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確按省對電力消費應達到的可再生能源電量比重（即消納責任權重）進行規定和考核。2025年1月1日起施行的《中華人民共和國能源法》，第二十三條中進一步明確“國務院能源主管部門會同國務院有關部門制定并組織實施可再生能源在能源消費中的最低比重目標。國家完善可再生能源電力消納保障機制。”根據“年度非水電可再生能源電力消納責任權重”來確定新增納入機制的電量規模，明確了“可持續發展價格結算機制”政策重要目的就是支撐國家可再生能源發展目標的實現。但需要指出的是，“年度非水電可再生能源電力消納責任權重”應該是最低目標，不應該成為上限。根據2023年完成情況來看，除西藏免于考核，新疆只監測外，全國所有省份均超額完成了國家下達的責任權重指標。僅按這個指標完成情況來確定“年度納入機制電量的總規模”，將會影響各省新增裝機規模的持續增長。

1.2 各省的新能源發展規劃目標

隨著碳達峰、碳中和工作的深入推進，大力發展新能源，加速風電光伏項目開發建設，已經成為各級地方政府實現綠色高質量發展的重要舉措。各省在其2025年政府工作報告中，針對新能源產業，基于本省資源稟賦、產業發展形勢，制定了具體行動計劃、提出了裝機目標。其中，內蒙古自治區力爭新增新能源并網4000萬千瓦；山東省力爭新能源和可再生能源裝機新增2000萬千瓦；河北省新增風電光伏并網裝機1300萬千瓦以上；寧夏自治區實現新增風電光伏裝機2060萬千瓦；廣東省加快建設新型能源體系，新增電源裝機3000萬千瓦；浙江省大力發展海上風電，確保新增電力裝機2000萬千瓦以上；吉林省新增新能源裝機600萬千瓦以上；安徽省新增可再生能源發電裝機600萬千瓦以上；云南省實現開工、投產新能源項目各1600萬千瓦以上；青海省清潔能源裝機突破8200萬千瓦，新增清潔能源裝機將接近1500萬千瓦；甘肅省力爭新能源并網裝機突破8000萬千瓦，反推新能源新增裝機將超過1200萬千瓦。粗略計算，僅上述省、區新增的清潔能源裝機目標就接近2億千瓦。

因此，為了確保這些目標的實現，各省應該按照本省的新能源規劃目標，以及已經投產和下一年度（未來12個月）將完工投產的裝機容量，參考當地相同資源條件下的風光電站平均利用小時數，測算出預計總的發電量，再考慮“136號文件”中強調的“單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發電量”的要求，以及保證一定程度的競爭（不能所有項目、所有發電量都能享受機制電價，否則就失去競價的意義了），分別給定一個合理的折減比例，最終確定每年新增納入機制的電量總規模。例如：某省，根據規劃目標和各企業已完工項目和開工建設項目情況，已有100萬千瓦風電和100萬千瓦光伏項目完成并網，預計年底還有900萬千瓦風電項目和500萬千瓦光伏項目可以完工并網，根據每個項目具體場址的資源條件，風電年平均發電利用小時數3000小時，光伏年平均發電利用小時數1200小時，測算出預計的總發電量=（900+100）萬千瓦×3000小時+（500+100）萬千瓦×1200小時=372億千瓦時。考慮單個項目納入機制電量的比例為90%，為了保證一定程度的競爭，再設定90%比例，得出下一年度納入新增納入機制的電量總規模為372億千瓦時×90%×90%=301.32億千瓦時。

1.3 新能源產業對地方經濟增長的帶動，對地方稅收就業的貢獻，產業持續健康發展的需要

2024年，全國新能源行業產值約2.2萬億元，直接就業人數超300萬人，減少二氧化碳排放約18.6億噸。新能源行業已經成為重要的戰略新興產業，是重要的新質生產力，是綠色轉型發展的新引擎。風電光伏已經成為很多地方經濟的重要支柱產業。因此，各省在確定“年度納入機制電量的總規模”時，要把支持新能源產業的持續健康發展，作為重要考量因素。各地資源稟賦不同，產業基礎不同，發展目標也不同，不同技術類型的新能源造價成本也不同，要支持哪些產業、支持的力度大小，需要因地制宜。所以不同技術類型的新能源，需要分類確定電量規模，分類組織競價。比如，可以按照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定電量規模，分類競價。

目前，遼寧、廣東、山東、江蘇、廣西等沿海省份都在加大海上風電資源開發利用，致力于提高能源自給率，盡快實現碳達峰、碳中和，并帶動當地產業的發展，打造千億產業集群。海上風電發展正處于從近海走向深遠海的關鍵時期，造價和成本遠高于陸上風電和光伏。只有保持一定的裝機規模，才能通過市場拉動，促進技術進步，實現成本的進一步下降。因此，各省在確定“年度納入機制電量的總規模”時，要把海上風電單獨分類。根據各省的海上風電發展規劃，以及前期經過競配確定的項目容量，來確定海上風電項目的機制電量規模。例如：遼寧省在今年年初，通過競配確定了700萬千瓦省管海域的海上風電項目開發企業。假定這些項目在2027年12月全部并網完工，年平均發電小時數2800小時，如果確定單個項目進入機制電價的發電量上限為其年發電量的90%，這批項目可以在2026年組織機制電價的競價工作。因此，2027年年度機制電量的總規模中，應該單獨確定700萬千瓦×2800小時×90%=176.4億千瓦時的規模電量，作為海上風電項目競價的電量盤子，這樣才能確保這些項目的順利實施。否則，沒有一定“機制電量”的保證，這些項目前期投資決策失去了依據，有可能造成項目擱置，影響遼寧全省海上風電裝機目標的實現，影響整個海上風電產業發展，甚至影響遼寧通過海上風電帶動老工業基地轉型發展戰略目標的實現。廣東、江蘇、廣西、山東都有同樣的情況，均應該按照這種方式，分類確定電量規模，才能堅定開發企業的信心，維護國企投資決策的合規性，確保項目如期投產。

國家發展改革委、國家能源局、農村農業部在2024年4月聯合發布“關于組織開展千鄉萬村馭風行動的通知”，旨在通過鄉村風電開發建設助力鄉村振興。截至目前，已經有15省，出臺了具體實施方案（含征求意見稿），批準項目規模超1300萬千瓦。鑒于項目收入將作為村集體經濟收入的重要來源，事關中央鄉村振興戰略的實施，已經批準的項目和下一步還將開展的項目，應該給予優先傾斜，全部電量納入機制電量，機制電價可以按照平均造價水平、各地資源情況和合理的全投資內部收益率（IRR）確定（上限不高于當地煤電基準價）。

1.4 本地區電力系統電源結構，電力消費結構和趨勢，新能源消納情況

為了實現碳達峰、碳中和目標，電力系統率先脫碳，是全社會實現碳中和的基礎。這就要求新能源從補充能源逐步成為主體能源。有關研究綜述顯示：風光的裝機容量只有達到最大負荷的3～8倍，才能夠既滿足每時每刻的電力需求，又實現電力部門溫室氣體減排80%以上。構建新能源為主體的新型電力系統面臨一系列挑戰。其中最重要的工作是，通過市場機制和技術創新，不斷增強系統靈活性，以應對風光出力波動性帶來的功率平衡問題。除了擴大電網平衡范圍；建設各類儲能設施；電力與工業、交通、建筑部門的進一步耦合；需求側靈活性（智慧能源系統）；電力燃料化等等之外，合理規劃風光裝機配比是目前被廣泛忽略，又極具現實和長遠價值，可以快速緩解某些地區消納瓶頸的重要手段。具體研究結論和規劃方法，可以參考國家電網西北公司范越等的論文《風光配比對系統的影響及規劃建議》【1】，結論是2030年西北地區風光最佳配比是3：1；中國電力科學研究院李湃等的論文《基于源荷匹配的區域電網風光儲容量配比優化方法》【2】 ，結論是選取的某地區，風光最優配比是5.7：1。目前全國很多地區，風光配比明顯是與最優結構相反的。因此，此次“136號文件”也為各地區調整新能源結構，使其達到最優比，提供了手段。

1.5 “雙碳”目標

聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）研究認為，為把全球升溫控制在1.5℃左右，2050年可再生能源應占電力供應的70%～85%。國際能源署（IEA）、國際可再生能源署（IRENA）等機構的研究也指出，2050年全球85%～90%的發電將來自可再生能源。2023年中美關于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉聲明、第二十八屆聯合國氣候變化大會的全球可再生能源和能源效率承諾，均提出努力爭取到2030年全球可再生能源裝機增至3倍。原國家能源局局長章建華發表署名文章指出：風電光伏是新能源發展的主體。2060年前實現碳中和，我國風電光伏裝機規模將達到50億千瓦以上，約是目前裝機總量的5倍。清華大學碳中和研究院發布的《中國碳中和目標下的風光技術展望》報告指出，在碳中和目標下，預計到2030年我國風光總裝機容量有望達到22～24億千瓦，2060年達到55～76億千瓦。要實現上述測算目標，無疑新能源裝機還需要保持持續增長。

目前新能源技術還在不斷進步，電力市場還在完善中，綠色電力消費還處于起步階段，新能源項目從“保量保價”過渡到全部進入市場，尚需一段過渡期。中國新能源產業，從無到有，從小到大，從跟隨到引領，發展成全球首屈一指的戰略新興產業，其中最大的驅動力就是“可再生能源法”以及一系列與時俱進的政策措施。“136號文件”也是一樣，各省只有因地制宜，將足夠規模的新能源電量納入“可持續發展價格結算機制”，才能實現新能源健康持續發展。否則，很可能造成新能源行業的硬著陸，裝機規模斷崖式下降，使產業發展半途而廢，錯失難得的發展機遇。

1.6 對終端電價的影響

“可持續發展價格結算機制”產生的差價，由電網企業開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。各地政府部門非常擔心納入“可持續發展價格結算機制”的電量多了，會導致系統運行費用增加，致使系統運行費用賬戶出現大面積虧損，需要通過工商業用戶分攤，最終導致工商業電價上漲。

回答上述“可持續發展價格結算機制”會對工商業用戶電價產生什么樣的影響，我們可以從兩個視角來看，一是根據市場交易情況，看差價結算結果是正值，可以補貼系統運行費用；還是負值，增加了系統運行費用的負擔？另一個視角是更本質的問題，隨著可再生能源并網規模的增加，會如何影響終端電價？

1.6.1 差價結算是正還是負？

按照“136號文件”規定，差價結算費用=機制電量×（市場交易均價-機制電價）。在現貨市場連續運行地區，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。所以，差價結算正負取決于市場交易均價和機制電價的差。

我們假定機制電價，分別是各地煤電基準電價和根據各地新能源造價水平，資源情況（決定年發電量），合理的全投資內部收益率（IRR）6%，推算出的電價，即鎖定合理收益反推電價，我們姑且稱為“合理收益電價”。應該注意這個“合理收益電價”假設的造價水平是不包含“非技術成本”的。目前，各地區多多少少都存在給新能源攤派非技術成本的行為。各省在確定“機制電價”的時候，要考慮這些已經為本省作出貢獻項目的情況，合理確定“機制電價”，否則會嚴重影響這些項目的收益預期。當然，“136號文件”出臺后，各省應該考慮各種非技術成本的攤派會帶來的負面影響，按照中央要求取消各種攤派，讓新能源回歸到發電的本質，靠發電本身為當地經濟發展和實現能源轉型作貢獻。

我們收集了2024年部分省份的風電光伏實時市場交易均價，中長期交易均價（風電光伏沒有進入中長期市場的，按照發電側煤電中長期加權平均價格確定），各地煤電基準電價，跟上述兩種假定的機制電價對比見表三。

測算邊界條件：發電小時數不考慮限電因素、造價不包含非技術成本；

煤電邊際成本，參考備注【3】；

資料來源：國家氣象局、國家電投《新能源電站單位千瓦造價標準值（2024）》、鑒衡認證。

從表三可以得出結論：

1） 按照目前市場交易情況：

——如果按照煤電基準電價作為機制電價，除少數區域外，大部分區域差價結算是負值，會導致工商業電價上漲。

——如果按照風電光伏“合理收益電價”作為機制電價，大部分地區是正值，不會導致工商業電價上漲，還會為系統運行費用增加盈余，可以進一步補貼輔助服務，或者降低工商業電價。

2）隨著風電光伏并網規模的增加，風電光伏實時市場交易均價理論上會不斷下降，會不會最終導致市場交易均價小于“合理收益電價”，從而使差價結算變為負值？

目前，我國煤電發電量占比仍高達60%，風光發電量占比較大的地區也只有20%～30%，所以在現貨市場上，絕大部分時間邊際機組都應該是煤電機組。因此煤電機組是邊際機組的時候，按照邊際成本定價的市場規則，出清價格至少是煤電的邊際成本。參見表三，煤電邊際成本比風電光伏“鎖定合理收益率反推電價”高1～2毛左右。因此，如果機制電價按照“鎖定合理收益反推電價”確定，系統運行費用賬戶就是盈余的。正如張樹偉博士在其“中國試水新能源價格新機制，電力部門脫碳加速？”文章中闡述的：“在山東市場，煤電發電量占比仍高達70%，在大多數時間，煤電機組應該是決定市場邊際成本的主導因素。由于煤電的邊際成本通常是大于零的（因為燃料、運維成本較高），理論上市場電價也應該保持一個正值。但現貨市場出現過連續十幾個小時的負電價。這是煤電通過長期合同鎖定80%以上的發電量與高價格，現貨市場規模受限，新能源進入“自我彼此競爭”的雙邊交易。造成現貨小市場維持“余量”市場，造成風光發電時段電價長期低迷，大幅低于機制電價。”這種情況不扭轉，市場規則不進一步完善，一定會導致系統運行費用大幅上漲，由工商業用戶分攤，最終導致工商業電價上漲。因此，“136號文件”能否落實好，不僅取決于該文件本身，還需要電力市場規則的修訂完善。

1.6.2 可再生能源并網規模的增加，會導致終端電價的上漲還是下降？

關于這個問題，我們可以借鑒德國可再生能源并網規模不斷增加，對終端電價帶來的影響。張樹偉博士在《轉型中的電力系統》一書中提到：“德國平均意義上的躉售電水平，在2008年之后，從60歐元/兆瓦時以上一路下跌，到2016年，平均已經不到40歐元/兆瓦時，也就是3～4歐分/千瓦時的水平，在某些時段時不時出現負的電價水平。英國經濟學人雜志的文章《How to lose half a trillion euros》生動地描述了這一過程。眾多文獻的檢驗表明，在當前的電源結構下，可再生能源每增加100萬千瓦，市場的價格水平可能就跌落6～10歐元。

美國市場中，Weber和Woerman(2022)對得克薩斯州電力市場2012～2019年數據的回歸分析顯示：每增加1GWh的風力發電量，就會使批發電價平均下降0.26美分/kWh，而且這種影響在統計學上非常顯著。這與需求下降的效應基本相同。進一步逐小時分別回歸顯示：價格影響的大小是由化石能源機組供應曲線的邊際斜率決定的，在剩余需求較大（風光出力不足）的時候，價格影響更大。

那么，消費者從下降的電價中會得到好處嗎？對整體電力消費者而言，短期內答案無疑是肯定的。因為可再生能源大量的利潤從德國發電商轉移到了用電用戶。

2008～2015年，德國電力批發市場現貨價格下降超過50%，從70～80歐元/MWh的水平下降到了不足30歐元/MWh。原因是多方面的，包括2008年世界金融危機之后能源價格的低迷（可以解釋價格下降超過1/4）,經濟因素造成的需求不振與碳價格的走低（可以解釋超過1/4），以及我們在本章分析的可再生能源的“調度次序”效應，貢獻也超過1/4。2016～2019年則有所反彈，其反彈也是多種因素作用的結果，包括天氣造成的可再生能源出力減少，以及同期的碳市場價格越來越高，達到明顯的50歐元～100/噸的水平。”

圖一：德國批發市場電價下降50%以上的貢獻因素

由上可見，我國新能源發電量占比遠沒有達到德國風光發電量占比47%的程度，遠沒有達到因為新能源并網規模增加，導致系統成本的大幅度增加的程度。因此，新能源度電成本已經遠低于煤電機組，新能源電量參與現貨市場交易，一定會降低市場交易電價，降低終端用戶電價水平。新能源紅利能否傳導到終端用戶，關鍵是市場規則的設計和制定。

總之，發展新能源不僅不會導致終端電價的上漲，反而是保障電價長期穩定，規避化石能源價格劇烈波動的穩定器。

2.如何確定具體增量項目的機制電價和機制電量

“136號文件”規定：“2025年6月1日起投產的新能源增量項目，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，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。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。”

具體項目的機制電價和機制電量需要通過競價的方式來確定。關于競價的具體操作，有如下幾方面內容需要通過實施細則予以明確：

2.1 參與競價的項目資格條件、競價工作組織頻率、失信的懲罰機制

文件規定“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”。

關于“投產”，各省需要明確定義，避免今后產生爭議，就像2019年取消補貼的政策文件中對“并網”，沒有明確的定義，導致產生不同的理解，因涉及眾多項目能否拿到補貼，造成很大的矛盾。所以，規定清楚“投產”是“項目批準容量全部建成并網”，還是其他，非常必要。

因新能源建設速度較快，文件允許“未來12個月內投產”的項目參與競價，投資企業可以在開工前或投資決策前，明確是否能享受機制電價政策，可以減少投資收益的不確定性，有助于堅定企業的信心，提高企業投資新能源項目的積極性。但需要注意的是，如果入選項目未能如期投產怎么解決，“136號文件”規定，機制電價政策執行的期限，從項目申報的投產日期開始計算。項目如果不能如期投產，會減少項目享受機制電價政策的時間，扣除延期時間對應的機制電量。比如某項目通過競價確定的機制電量總數是2000萬千瓦時，項目投產時間延期半年，則該項目享受機制電量的總數，要扣除1000萬千瓦時。除了這個之外，是不是還需要其他懲罰措施，比如規定可以延遲的期限（半年？九個月？），過了期限取消資格，甚至投資主體一段時間內不能參與新項目的競價。制定一定的懲罰措施，是為了避免企業拿不具備建設條件的項目參與競價，擾亂競價秩序，導致價格失真，并且浪費指標，影響新能源項目建設規模。

關于開展競價工作的頻次，各地可根據本地區新能源項目規劃核準備案情況和開發節奏，多次組織、隨時組織。

2.2 確定機制電量、機制電價的基本原則和方法

“136號文件”規定：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。

參與競價的項目報量報價，將所有項目按申報價格由低到高排序，直至滿足此次競價確定的總機制電量規模。按照邊際出清的方式確定出清價格，即最后一個入選項目的申報價格作為此次競價的機制電價，但不得高于競價上限。例如：某省2026年組織競價工作，根據發展需要，按照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定了總機制電量規模。我們僅拿陸上風電為例，比如此次競價確定的陸上風電總機制電量規模100億千瓦時，競價上限0.35元/千瓦時。共有ABCDEF六個項目參與競價，A項目申報電量20億千瓦時，電價0.25元/千瓦時；B項目申報電量10億千瓦時，電價0.26元/千瓦時；C項目申報電量35億千瓦時，電價0.28元/千瓦時；D項目申報電量20億千瓦時，電價0.29元/千瓦時；E項目申報電量30億千瓦時，電價0.3元/千瓦時；F項目申報電量15億千瓦時，電價0.32元/千瓦時。按照邊際出清的規則，ABCD項目按照自己的申報電量入選，但他們的總電量加總85億千瓦時，比機制電量總規模還差15億千瓦時，則項目E可以有15億千瓦時電量入選，F項目不入選，但保留其參加后續競價的資格。最終機制電價按照項目E的申報價格0.3元/千瓦時確定。邊際出清價格不能高于最高限價。

邊際出清是確定機制電量和電價的基本原則和方法，但其中有些具體問題還需要進一步明確：

2.2.1 參與競價的單個項目如何申報電量

“136號文件”規定單個項目申請納入機制的電量“可適當低于其全部發電量”，各省可以根據新能源項目技術成熟度、成本造價、發展需要、發電量預測偏差、省內項目競爭程度確定單個項目的申報電量的最高比例，比如80%～90%。例如：某風電項目的裝機容量是50萬千瓦，當地同類資源區風電項目平均發電利用小時數是3000小時，則該風電項目預測發電量為15億千瓦時（50萬千瓦×3000小時）。如果規定的最高申報電量比例上限為85%，則該風電項目申報的電量上限為12.75億千瓦時（15億千瓦時×85%）。

目前，海上風電造價水平較高，發電量不確定性高，投資風險較大，產業處于技術創新和成本下降的關鍵期，需要重點扶持。因此，對于海上風電項目，單個項目允許申報的電量比例可以適當加大，至少90%。

2.2.2 當邊際項目的電量不能全部入選時，如何操作

邊際項目的申報電量加總后，很難正好與總機制電量規模一致。會有幾種各不同的情景，舉例說明如下：

情景一：某省風電競價規模為100億千瓦時，競價上限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.33元/千瓦時。根據競價原則，機制電價為風電場C申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時、風電場C申報的25億千瓦時全部納入機制。風電場D不納入機制，保留其參加后續競價的資格。

情景二：某省風電競價規模為100億千瓦時，競價上限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時。根據競價原則，機制電價為風電場C和風電場D共同申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時全部納入機制，減去風電場A和B申報的75億千瓦時，機制電量規模還剩余25億千瓦時。如何在風電場C和D之間分配？

情景二出現了邊際項目的申報電量不能全部納入的情況。極端情況下，對于邊際項目，還剩極少可以分配的機制電量，與該項目申報電量差距很大。比如風電場D，如果享受的機制電量遠遠小于其申報電量，會導致該項目的收益不確定性增大，影響投資決策，針對這種情況，需要制定妥善的處理辦法。

比如，允許其可自主選擇按競價結果執行或者退出本次競價。一旦項目選擇退出，則出現競價產生的電量規模低于事前確定的總規模的情況。情景二中，如果風電場C和D均選擇退出本次競價，則此次競價產生的電量規模比確定的100億千瓦時的總規模，減少了25億千瓦時。

另外的方式是將該項目申報電量全部納入機制，結果是競價產生的電量規模大于競價規模。情景二中，如果風電場C和D申報電量全部納入，則此次競價產生的電量規模增至200億千瓦時。如果增加的機制電量很大，可以在下一次競價，確定總機制電量規模時，適當減少。

還可以按他們申報電量的比例進行分配，風電場C有5億千瓦時，風電場D有20億千瓦時入選，風電場C和D可以自選是不是接受這種分配方式。

總之，如何平衡邊際項目的電量和總規模電量，需要拿出具體的辦法，才能確保競價工作公平科學合理。降低投資企業的不確定性風險，維護投資企業的積極性。

3.入選項目如何進行差價結算

針對單個項目的差價結算，文件規定“對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費用。電力現貨市場連續運行地區，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。”

即，月度差價結算費用=當月分解的機制電量×（機制電價-當月市場交易均價），當單個項目在現貨市場獲得的交易均價高于機制電價時，電力企業退回相應費用給電網公司；在現貨市場獲得的交易均價低于機制電價時，電網公司負責補償相應費用。電網公司結算后納入系統運行費用。這里面需要注意的是，作為結算的參考電價（市場交易均價），不是單個項目自己本身的市場交易均價，是所有同類項目的當月市場交易加權均價。完成月度差價結算工作，需要確定如下事項：

3.1 單個項目年度機制電量如何分解到月度

簡便易行的方式，就是制定一個比例，每月按照單個項目實際上網電量乘以該比例，作為月度結算的機制電量。這個比例可以每個月都一樣，也可以每月單獨確定。但無論何種方式，12個月內，月度結算的機制電量累計達到年度機制電量時，當月超過部分及后續月份不再執行機制電價。如果12個月累計未達到年度機制電量，缺額部分將不再予以清算，不跨年滾動。

（1）每月按照統一比例結算，該比例可以是競價確定的機制電量與預測的年總發電量的比值。月度結算機制電量等于各月實際上網電量與該比例的乘積。

例如，某風電項目競價確定的年度機制電量12億千瓦時，預測年總發電量15億千瓦時，則每月結算的機制電量，是當月實際發電量的80%。

下表數據展示實際上網電量超過預測電量的情況，1-10月按所有上網電量的 80%計算，到11月份僅需要0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部分以及12月電量將停止執行。

下表數據展示小風年或者市場交易導致實際上網電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.88億千瓦時進入機制電量，不足12億千瓦時的1.12億千瓦時（=12-10.88億千瓦時）部分不再滾動至下一年。

（2）投資企業和政府事先確定各月比例，月度結算的機制電量等于各月實際上網電量與給定的各月比例的乘積。

例如，某風電項目年度機制電量12億千瓦時，各月度比例事先確定。

下表數據展示實際上網電量超過預測電量的情況，1-10月所有上網電量均按事先確定的百分比計入，到11月僅需要0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部分以及12月電量將停止執行。

下表數據展示小風年或者市場交易導致實際上網電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.91億千瓦時進入機制電量，不足12億千瓦時的1.09億千瓦時(=12-10.91 億千瓦時)部分不不再滾動至下一年。

（3）為避免由于設置比例而導致實際上網電量超過12億千瓦時而納入機制電量小于12億千瓦時的情況，可選擇每月按照全部電量計入，直到達到12億千瓦時為止。

如果出現實際上網電量小于12億千瓦時的情況，企業還是要自認損失，不向下一年滾動。

3.2 如何確定差價結算的參考價（市場交易均價）

“136號文件”規定，在電力現貨市場連續運行地區，將同類項目的月度發電側實時市場加權平均價格，作為結算的參考價。

舉例說明：某省電力現貨連續運行，假設全省共有A、B、C、D 4個風電場，分別位于不同節點。某月，A風電場實時市場加權平均電價是0.2元/千瓦時，實際上網電量2.5億千瓦時；B風電場實時市場加權平均電價是0.25元/千瓦時，實際上網電量2.5億千瓦時；C風電場實時市場加權平均電價是0.3元/千瓦時，實際上網電量2億千瓦時；D風電場實時市場加權平均電價是0.35元/千瓦時，實際上網電量2億千瓦時。當月本省風電項目的結算參考價是：（0.2×2.5+0.25×2.5+0.3×2+0.35×2）/（2.5+2.5+2+2）=0.27元/千瓦時。每個項目該月結算的費用分別是：

（1）假定機制電價是0.25元/千瓦時，每個項目的月度機制電量都是1.5億千瓦時，每度電結算差價是0.25-0.27=-0.02元/千瓦時。所有風電場都應該退還一部分費用，A風電場機制電量的結算費用=1.5億千瓦時×（0.2-0.02）元/千瓦時=2700萬元；B風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.25-0.02）元/千瓦時=3450萬元；C風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.3-0.02）元/千瓦時=4200萬元；D風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.35-0.02）元/千瓦時=4950萬元。

（2）假定機制電價是0.3元/千瓦時，每個項目的月度機制電量都是1.5億千瓦時，每度電結算差價是0.3-0.27=0.03元/千瓦時。所有風電場都可以獲得補償，A風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.2+0.03）元/千瓦時=3450萬元；B風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.25+0.03）元/千瓦時=4200萬元；C風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.3+0.03）元/千瓦時=4950萬元；D風電場機制電量結算費用=1.5億千瓦時×（0.35+0.03）元/千瓦時=5700萬元。

電力現貨市場未連續運行地區，將交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格作為參考價。結算辦法跟上述現貨連續運行期一樣。

3.3 綠色電力證書歸屬

“136號文件”明確提出納入機制的電量“不重復獲得綠證收益”，這部分綠電的環境收益理論上應該歸屬承擔差價結算費用的工商業用戶，但如何分配和使用，需要各省進一步明確。

4. 如何確定執行期限、開始執行時間

“136號文件”規定增量項目，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定。目前，各省新能源項目回收初始投資的時間基本在8～12年，各省可根據本地實際情況，分別確定海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏的執行期限。納入機制的新能源項目可以在執行期內自主選擇退出，但退出之后，不能再次進入機制。執行期內新能源項目機制電量每年是否可以自主調整？對于2015年6月1日前投產的存量項目文件規定可以，每年在機制電量規模范圍內可以減少，但不得高于上一年。對于新增項目，文件沒有明確規定，需要各省在實施方案中確定。

文件規定執行機制電價的起始時間按項目申報的投產時間確定。但是，項目實際的投產時間與其申報的投產時間不一致時，如何處理需要確定。如項目提前投產，則按項目申報的投產時間開始執行，執行期限時長不變。如項目未按期投產，則從實際投產日期開始執行，實際投產日期前覆蓋的機制電量自動失效。此種情況下，執行期限仍然從申報的投產時間開始計算且保持不變，即項目實際的執行期限縮短，會減少享受機制電量的規模。

5. 其他需要明確的問題：

5.1 競價上限和競價下限如何確定？

（1）競價上限按照文件規定，考慮合理成本收益，綠色價值，電力供需形勢，用戶承受能力等因素確定。為了跟原有政策銜接，政策實施初期可考慮以當地煤電基準價作為上限。

（2）競價下限按照文件規定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定。因此競價下限可以按照海上風電，陸上風電，集中式光伏，分布式光伏，等不同技術類型的平準化度電成本（LCOE）確定。

5.2 取消“強制配儲”能否有效貫徹實施

各省新能源場站“強制配儲”政策實施以來問題凸顯，尤其是利用率不高，很多項目淪為“曬太陽工程”。“強制配儲”帶動了儲能設備市場快速增長，但“建而無用”引發低質低價無序競爭，造成利弊驅逐良幣，最終影響儲能行業技術進步和可持續發展。“強配儲能”投資效率低下，很多項目純屬投資浪費，無謂增加了新能源投資企業的負擔。儲能實現其應有的價值，還需要建立市場機制，通過市場化方式不斷增加儲能市場規模，才能實現儲能行業的健康發展。

“136號文件”針對“強配儲能”的諸多問題，規定“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等前置條件”。無疑為新能源企業減負的同時，也為儲能行業市場化發展指明了方向。“136號文件”發布后，貴州、云南、廣東肇慶高要區分別發文，繼續強制要求新能源項目配置儲能。這些與中央不一致的政策文件的發布，能不能及時取締，取消“強制配儲”政策能不能有效落實，取決于各省政府部門的正確認識和政治覺悟。否則，將會影響“136號文件”的具體實施。

5.3 取消新能源不合理分攤費用

目前，各地區都出臺了“電力并網運行管理實施細則”和“電力輔助服務管理實施細則”。2024年2月7日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布了“建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知”（發改價格[2024]196號）。這些政策文件，都規定了新能源項目要承擔的輔助服務費用。新能源電量全部進入電力市場，從所謂的“未參與電能量市場交易的上網電量”，變為與煤電同等地位的“市場化”電量。按照“發改價格（2024）196號”文件和“136號文件”，這些輔助服務費用，就不能再給新能源項目攤派。各地區對新能源項目分攤費用不盡相同，如何確定哪些費用屬于不合理分攤費用，需要相關政府部門認真梳理，按照公平合理的方式統一規范，新能源項目在這些方面要與煤電一視同仁。

三、各部門協同是“136號文件”實現預期目標的基礎

“136號文件”在保障措施章節中，著重強調要強化政策協同。新能源市場化改革，涉及各省價格主管部門，能源主管部門，電力運行主管部門，涉及電力市場規則的具體設計制定，涉及新能源發展規劃目標的落實，涉及新能源產業的健康發展，涉及我國能源轉型和能源安全，涉及黨中央國務院碳達峰、碳中和目標的實現，影響不可謂不大。但不同部門都有著各自的視角和政策目標，關注的方面也不盡相同，政策落實過程中，難免產生沖突和矛盾。如果缺乏協同，各自為政，難免導致政策偏離目標。因此，各省政府應該統一組織，成立由各個部門共同參與的細則起草和落實工作組，才能使這項意義重大、影響深遠的政策實現初衷，促進新能源健康持續發展。