中国储能网讯：近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称136号文），推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制。136号文推动我国价格体系向着“书同文、车同轨”的市场化价格体系又迈进了重要一步。新形势下新能源项目如何在项目前期阶段开展投资决策经济性评估，成为一个亟需研究解决的问题。

1. 新能源可持续发展价格结算机制下收益如何确定

136号文实施后，考虑到新能源的间歇性和波动性，新能源主要参与实时市场，项目收益水平需重点考虑机制电量部分收益、市场化电量部分收益、容量收益以及辅助服务等其他费用分摊。

新能源收益=机制电量部分收益+市场化电量部分收益+容量收益-其他费用分摊。

机制电量部分收益=电能量价格×机制电量+机制电量×（机制电价-市场交易平均价格）。市场交易平均价格在现货市场连续运行地区采用同类项目所有节点实时市场加权均价；非现货连续运行地区采用同类项目中长期交易均价。

市场化电量部分收益=市场化电量×电能量价格。

新能源由于间歇性和随机性，一般情况下难以提供有效辅助服务，需要承担相应辅助服务分摊费用，容量收益可暂不考虑。

2. 机制电量如何确定

首先，机制电量要衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，因此各省保障电量规模会继续保持平稳，机制电量可以考虑为两部分：（1）各省上一年政策性保障新能源电量；（2）新增新能源机制电量。此部分应考虑新增新能源电量及政策性保障新能源电量占比确定。

其次，机制电量要考虑各省非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，目的是为了保障落实我国新能源发展战略目标。各省应结合当年非水电可再生能源电力消纳责任调整确定。

最后，为避免单个项目全电量纳入机制电量，现货市场非理性报价，扰乱市场秩序，单个项目申请纳入机制的电量，会适当低于其全部发电量，如按照80%占比考虑。

3. 机制电价如何确定

136号文规定机制电价不高于当地煤电基准价，因此机制电价上限可考虑为当地煤电基准价或典型机组高收益率水平的上网电价，为新能源收益创造更大空间。值得注意的是，部分电力供需紧张省份可能会出现新能源中长期交易价格高于当地燃煤基准价的情形。机制电价下限可参考各省同类型最先进机组的上网电价水平，收益率可参照当期LPR水平进行测算。机制电价的下限设置过高会造成机组为了入围都按照下限申报，设置过低短期会造成恶性竞争，不利于市场稳定。

机制电价竞价将按照边际出清模式定价，竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定。由于集中式海上风电、集中式陆上风电、集中式光伏、分散式风电、分布式光伏成本造价水平不同，宜分类确定相应机制电价水平。统筹考虑各省新能源造价水平、利用小时数、中长期交易结算价格水平预测各省2025年集中式风电机制电价水平如图1所示。

图1. 集中式风电2025年度各省机制电价水平

各省2025年集中式光伏机制电价水平预测如图2所示。

图2. 集中式光伏2025年度各省机制电价水平

4.实时市场电能量价格如何确定

新能源可持续发展价格结算机制的设计，锚定本省同类项目所有节点实时市场加权平均价作为市场交易均价，使得风光资源好、节点电价水平高、报价策略优的机组，将获得更丰厚的收益，激励引导发电企业优化投资布局，提高运营报价水平。机制电价作为场外机制的一种安全垫，仅给予新能源机组一定收益保障，躺平的机组并不能实现躺赢。

实时电能量价格某种程度上决定了新能源的主要收益水平，实时电能量价格可根据机组煤耗煤价等成本参数、最大最小出力约束、爬坡约束、最小开停机时间，输电潮流约束，各节点负荷水平等边界条件，基于SCUC和SCED开展8760h长周期电力市场仿真进行测算。某省某节点长周期电力市场仿真出清结果如图3所示。

图3. 某省某节点长周期电力市场仿真出清结果

随着我国新能源入市的加速，短期电能量价格可能面临下降的压力，未来实时市场电能量价格将跟随各省电力供需形势变化，充分发挥价格信号管理风险、引导投资、稳定预期的作用。

5. 执行期限如何确定

2025年6月1日前投产的项目，执行期限按照现行相关政策保障期限确定，可参考全生命周期合理利用小时数对应年限或经济评价导则中规定的20年回收期确定。

2025年6月1日后投产的项目，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，按照规定仅回收项目初始投资，目前期限约10-15年左右。入选时已投产的新能源项目将按入选时间计算。

6.改造升级项目如何计算

136号文鼓励新能源通过设备更新改造升级等方式提高效率，提升市场竞争力，积极进入市场。改造升级项目投资收益应根据《关于印发风电场改造升级和退役管理办法的通知》（国能发新能规〔2023〕45号）规定进行测算。（1）改造前并网运行未满20年且未超过全生命周期补贴电量的享受中央财政补贴资金，改造升级工期计入项目全生命周期补贴年限。改造后，对并网运行满20年或累计补贴电量超过改造前项目全生命周期补贴电量的项目，不再享受中央财政补贴资金。（2）改造升级项目补贴电量的上网电价按改造前项目电价政策执行，其它电量的上网电价执行项目核准变更当年的电价政策。

结语

136号文的设计理念将“有为政府”与“有效市场”有机统一，极大的加速了我国电力市场化改革进程，未来势必会有更多省份加速进入现货市场连续运行的行列。考虑到各地区电力市场建设进程不同，且新能源装机规模、入市比例和现行市场化交易模式存在一定差异，近期新能源可持续发展价格结算机制设计指引将成为各省研究工作的重点。建议各省因地制宜设计并公布新能源可持续发展价格结算机制实施细则，使得新能源投资决策有据可依、有法可循。

136号文仅规定了本省新能源的价格与市场机制，未来水风光、沙戈荒新能源大基地跨省跨区送电价格机制，与之配套的调节资源价格机制也亟待完善。随着各类电源稳步进入市场，我国电价市场化改革将继续稳步推进，充分发挥市场在资源优化配置中的关键作用。