中国储能网讯：2025年2月9日，国家发改委、能源局联合印发《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），要求各地2025年底前，按照通知要求出台并实施具体方案，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续健康发展。

政策出台背景

2024年底，全国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占电力总装机规模40%以上，已超煤电装机，预计2030年占比将超50%。

新能源虽实现跨越式发展，但装机规模与消纳能力不匹配的问题日益严重，固定价格已不能充分反映分时段市场供需，市场分摊费用矛盾凸显。

随着新能源在我国电力结构中的重要性不断提升，逐步承担基荷电源角色，从“政策依赖”转向“市场驱动”，是保障其大规模可持续发展的关键，也是建设全国统一电力市场的重要环节。

政策总述

1 总体思路

按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。

2 提炼思想

1. 新能源上网电量全面进入电力市场交易，从“温室”进入“市场”，价格由市场形成。

2. 采用“新老划断”方式，存量与增量项目分类施策。

3. 建立新能源可持续发展价格结算机制，实行差价结算，保障有限收益。

4. 后续将配套相关系列政策进一步支持新能源发展。

第一部分

136号文件主要内容解读

1 新能源电价由市场形成

新能源项目，包括集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。电价的时间特性进一步放大，中长期交易频次提高，现货市场限价进一步放宽，高峰尖峰价格会更高，低谷深谷价格会更低。

新能源将走出保障性收购、标杆价格结算的“温室”，全部通过主动报量报价参与或被动接受价格参与市场。现货市场环境下，新能源需强制参与实时市场，自愿参与日前市场，中长期签约比例不做强制要求。

新能源上网电量全面入市示意图

提问：新能源如何参与电力市场?

回答：

• 现货运行地区，新能源必须参与现货市场中的实时市场，自愿参与中长期交易（含绿电交易），并鼓励各地加快实现允许新能源自愿参与现货市场中的日前市场。 

• 现货未运行地区，新能源必须参与中长期市场（含绿电交易）。如新能源具有调节能力，也可以参与辅助服务市场，未来还可根据有效容量参与容量市场。

提问：市场价格上下限确定原则？

回答

•上限：各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，预计在1.5~2元/度。 

•下限：由新能源通过财政补贴、绿证交易、碳交易市场等获得的额外收益的较大值确定（-0.2~-0.4元/度）。

2 建立新能源价差结算机制

为稳定收益预期，降低市场波动，各地政府将在市场外建立差价结算机制，新能源电能量收入将分为市场交易收入（全电量）和价差结算收入（纳入机制电量）。

对于新能源项目纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，市场交易均价按照月度同类项目加权平均价格确定。纳入机制的机制电价、电量规模、执行期限等将由政府根据区域具体情况确定。

差价结算机制示意图

提问：机制电量如何结算？

回答

•多退少补：对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。 

•场外保障：在市场形成价格的基础上，按照机制电价与市场均价进行差价结算。差价结算费用为机制电价与市场交易均价之差与机制电量的乘积。 

•用户买单：结算费用纳入当地系统运行费用，按月向全体工商业用户疏导。

3 新老划断区别设置结算模式

存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分，分别细化新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。

存量项目

2025年6月1日以前投产的存量项目，纳入结算机制的电量规模考虑现行具有保障性质的相关电量规模政策每年自主确定比例，但不得高于上一年。机制电价不高于当地煤电基准价。

增量项目

2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标、年度非水电可再生能源电力消纳责任权重等完成情况动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。

新老划断——关于存量

2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

提问：如何理解“机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价”？

回答：存量新能源项目的机制电价水平按照未入市时的价格政策确定，即入市前是什么价格，机制电价就按什么价格确定。

提问：如何理解“妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”？

回答：存量项目纳入机制的电量规模，要充分考虑已有政策对新能源项目的保障作用。某省现行保障利用小时数如果是1000小时，那么该省存量项目纳入机制的电量规模仍然是1000小时对应的电量。（部分省份需要关注：西北区域；湖南、云南、四川、江苏等省，新能源已高比例参与中长期交易）

新老划断——关于增量

机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。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、但不得高于竞价上限。

提问：首次竞价怎么开展？如何确定机制电价具体水平？

回答

•首次竞价预计2025年6月开展，包括2025年12月31日前投产机组，后续原则上于上一年12月年度中长期签约前开展当年竞价。每年组织已投产和未来12个月内投产、且均未纳入过机制执行范围的项目竞价形成机制电价。 

•所有参与竞价的项目按申报价格进行由低到高、采用边际出清方式确定出清价格，取最后一个入选项目的申报价格作为当年所有入选项目的机制电价，但不得高于竞价上限。

•如存在多个项目按出清价格申报，则可按申报电量比例分配。

第二部分

136号文件政策影响

市场风险机遇同步增加

3月份起，将有超过20个省份开展现货长周期结算试运行，年底前除西藏外均具备现货市场正式运行条件。年内核电、水电、气电上网电价市场化改革方案与储能、抽蓄、大基地、源网荷储一体化价格机制预计将陆续出台。

大部分省份现货上限价格将显著提高，“地板价”也将成为新常态。新能源中长期签约困难，现货交易风险增加；调节性电源价值得到充分发挥；用户侧新市场、新模式迎来机遇。

新能源项目市场竞争加剧

新能源全电量入市，市场主体和交易规模明显增加，压缩了火电等传统电源的市场份额，改变传统市场格局，行业竞争进一步加剧。 

存量项目短期内仍享受机制电价保护，但机制电价保障的电量与降低交易风险作用有限，新能源企业需要结合分时段市场供需，做好电能量市场、机制电量、辅助服务市场、弃限电多目标管理，提升内部设备管理能力和主动交易策略水平。

新能源项目投资策略调整

新能源项目投资更加需要市场化引导。从新能源项目收益结构来看，市场交易收入取决于市场环境和交易水平，差价机制收入取决于投资区域“财力水平”与对新能源发展支持力度。 

新能源竞争直接拓展到规划、建设阶段，精打细算决策投资类型、区位选择、设备选型、接入位置、建设成本等，将成为决定项目盈利水平与市场竞争力的重要因素。

火电项目转型灵活调节

火电参与市场竞争压力显著增加，特别是在新能源装机占比较高的地区，加速从“主力电源”向“调节电源”转型。

新能源装机持续快速增长且优先消纳，压缩火电发电空间，火电利用小时数预计持续下降；新能源边际成本接近零，在电力现货市场或中长期分时段交易中明显压低整体市场电价，挤压火电盈利空间。

为平衡新能源的间歇性和波动性，火电需频繁参与深度调峰，辅助服务收益占比进一步提升，不断从稳定发电转向灵活性服务转型。

后续市场展望

短期电价下降，弃电率增加，新能源投资放缓

全电量入市政策冲击下，新能源电价下降；市场交易未中标电量不纳入电网弃电率，弃风弃光增加。短期量价齐跌，收益下滑。

投资收益下降难以迅速传导至非技术成本，非技术成本依然较高。

短期新增项目（尤其光伏）收益受较大冲击，投资放缓。

中期系统灵活性资源增加，新能源消纳缓解，

电价企稳

煤电灵活性改造叠加现货市场引导负荷侧削峰填谷，国家深化容量补偿机制，辅助服务市场，全网调节能力提升，负荷曲线更贴合光伏发电曲线，消纳缓解，供需逐步平衡，电价企稳。

中期新能源投资依然平和，但非技术成本开始下降，叠加非技术成本后有望满足收益率要求。

后期新能源非技术成本下降，电价稳定，新能源投资恢复收益预期下降倒逼非技术成本下降，技术进步进一步降低单位千瓦成本；

当全电量品种全电量入市后，在更精细化的报价和竞价机制下，高比例新能源发电在低谷时段满足市场的全部需求时，新能源可具备主导市场出清价格能力，获得定价权，新能源结算电价在下行中逐步将趋稳，投资陆续恢复。

第三部分

136号文件

应对措施及建议

01 积极转变观念，加强生产营销协同

要充分意识到，在新市场环境下，发电预测准确性、供需紧张时段发电能力、设备稳定可靠性和市场交易水平，是新能源市场竞争的基础和保障。 

以市场化为导向精益化生产与精细化运营，加强场站发电预测能力提升和内部协同，生产计划紧跟市场价格信号，应对新能源全面入市后面临的市场主体多、出力波动大、交易曲线特殊等挑战。

02 做好政策营销，争取有利政策落地

加强与各区域能源局、能监办等规则制定和价格主管部门加强沟通，积极协同区域单位，争取渐进实施细则，重点关注各地关于新能源可持续发展价格结算机制中电量规模、机制电价、执行期限等具体落地政策。 

争取提高现货市场新能源市场申报下限、优先新能源参与电网代理购电和跨省跨区交易。分布式项目需关注细化保障政策；山西、甘肃、新疆等区域关注跨省跨区绿电结算细则。

03 优化电价测算模型，促进增量发展

项目开发要充分考虑新能源全电量参与市场影响，在新能源项目初步可行性研究、立项、可行性研究、投资决策等各阶段，开展新能源项目电价分析。 

按照采购与营销中心制定的《新能源项目投资电价分析报告》，因地制宜考虑分阶段、分电量结构预测价格，支持公司新能源合理投资与高质量发展。

04 加强人才队伍培养，提升市场交易水平

全电量入市后，营销能力成为差异化竞争重要手段。提前做好项目市场档案梳理和专职交易人员培训，按照人才队伍建设方案要求，配置新能源交易人员，全面做好参与市场准备。 

结合市场供需，积极开展省内及跨省跨区交易，与用户签订长期固定电价协议（PPA），提升分时段持仓量和优先发电序列；结合市场交易交易规则，及时优化功率预测曲线，抢抓省间现货交易，结合区域项目特点增发电量。

05 协同火电售电市场，响应市场挑战

火电机组结合各地调频、备用等政策，针对性加快灵活性改造，适应高比例新能源电网需求，争取容量电价足额补偿和辅助服务市场收益。向多能联供延伸，降低单一业务风险。 

拓展多元化售电业务，从“电力中间商”转型为“能源服务商”。开发绿电、分时等多样套餐，满足用户ESG需求，引导用户调整用能时段降电费。整合屋顶光伏、工商业储能等资源，构建“虚拟电厂”参与电力交易，降低购电成本并赚取聚合收益。