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国家发展改革委和国家能源局于2025年2月9日联合发布了《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”），标志着我国新能源电力市场化改革迈出了关键一步。
中国能建西南院长期致力于电力市场、绿证绿电市场和碳市场等方面的相关研究，在该领域开展多项课题，并获得多个知识产权成果和相关奖项。本次主要从以下方面对136号文进行解读。
01、新能源全面参与市场竞价，保障性收购逐步退出历史舞台，通过市场机制实现优胜劣汰，加速行业洗牌与升级
新能源成本显著下降和装机规模不断扩大，为其进入电力市场奠定了基础。136号文提出，新能源项目（风电、太阳能发电）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。新能源将在全国范围面临着市场化生产运营挑战，其市场化交易将成为一门需要精细规划与专业运作的“技术活”，项目前期的市场经济性评估和运营期的市场交易策略将极为关键。
2015-2025年风光平准化度电成本变化
2020-2024年新能源装机规模变化
02、建立新能源可持续发展价格结算机制，通过价差结算方式，实现市场平稳过渡
以2025年6月1日为时间节点，在此之前投运的新能源项目划分为存量项目，在此之后的划分为增量项目。
存量项目机制电价，按新能源现行价格政策执行，机制电量取代保障性电量，其规模比例逐年递减。
增量项目机制电价，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，不得高于最高限价。
机制电价可对冲市场交易电价不确定性风险，差价结算费=（机制电价-市场交易均价）×机制电量。市场交易均价低于机制电价时，将对新能源发电企业进行差价补偿；市场交易均价高于机制电价时，新能源发电企业需将差额部分进行返还，差价结算由电网企业按规定执行，结算费用纳入当地系统运行费用。
03、新能源机制电量部分收入相对稳定，非机制电量部分面临市场化竞争压力
新能源收入可按如下公式计算。公式中，其他费用主要指两个细则及辅助服务费用等，在后期解读中详细介绍；市场化电量=非机制电量+机制电量。
新能源收入结构示意图
从收入结构上看，新能源机制电量部分可作为保底收入，非机制电量部分的市场化收入不确定性强，需要通过市场化交易策略进行提高。
此外，市场交易限价将进一步放开。但从部分已开展新能源市场化交易的地区来看，新能源从市场中获得较高电价的难度较大；在其大发期间，市场交易价格可能会相对较低，甚至可能出现负电价。
绿色电力交易方面，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。新能源企业可在机制电量和绿证交易两者之间进行抉择。若绿证价格较低，可考虑按上限选择机制电量比例；反之，可降低机制电量比例。
04、相关建议
（1）新能源全面入市之后，传统利用小时数将难以作为经济性测算评估的直接依据，建议新能源发电企业在项目投资前开展电力市场下的经济效益分析，提前评估市场化风险，并提出相应的应对策略。
（2）在新能源全面入市背景下，将会面临中长期、日前和实时等多时间尺度的市场交易。新能源发电企业需要提升多时间尺度新能源出力预测能力，同时合理安排中长期和现货市场交易比例，降低市场电价不确定风险和偏差考核压力。
（3）建议新能源发电企业统筹考虑市场化交易业务需求，研究相应的电力市场辅助竞价模型，提升市场竞价水平，具备适应新能源波动特性的高频交易能力。
后续，西南院将继续分享136号文对新能源、储能和火电等方面的影响分析。
