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

（文章轉自：中關村儲能產業技術聯盟中關村儲能產業技術聯盟）

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，確定機制電量規模和電價水平，建立差價結算方式、明確執行期限、退出規則和保障措施等重點內容，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、新疆陸續發布136號文省級配套細則，山東、廣東、廣西、湖南、山西也下發了征求意見稿，本文對已發布各地的政策要點進行了梳理，包括機制電量、機制電價、執行期限、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、平穩過渡而設計的一項階段性支持政策。它不是傳統意義上的固定補貼電價，而是通過市場化競價方式形成，并在一定期限內作為與市場交易電價進行差價結算的依據。

從各省市機制電價來看，

存量項目與燃煤發電基準價相銜接，以固定價格進行差價結算，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則來看，

存量項目機制電量規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模，內蒙通過遞減的保障性收購小時數核定規模。

“執行期限”，關系新能源項目價格穩定時長，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行。

典型省份中，無論是采用全生命周期合理利用小時數，或是投產年滿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，在結算時開展差價結算。以發布正式稿省份為例：

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。電力現貨市場未連續運行時，市場交易均價按照同類型月度集中競價交易均價確定；電力現貨市場連續運行時，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類型項目加權平均價格確定。

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電側實時市場同類項目加權平均價格確定。

蒙東現貨市場連續運行前，市場交易均價原則上按照年度分月及月度發電側中長期市場同類項目各時段加權平均價格確定；現貨市場連續運行后，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。

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。根據國家能源局于2025年6月23日發布1-5月全國電力工業統計數據，截至5月底，全國累計發電裝機容量36.1億千瓦，同比增長18.8%。其中，太陽能發電裝機容量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%。從結果上看，趨勢上符合“雙碳”目標下快速發展的預期，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，而大規模存量項目的合理過渡以應對多變市場環境成為機制設計的關鍵。

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內的補貼標準按照原有規定執行；退出機制方面：新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

從新疆、內蒙古兩個正式印發配套政策的省份看，新疆存量項目穩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，并創新實施了目標上網電價支持政策，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，在機制電量規模上，補貼項目銜接原優先電量，機制電量占比30%；平價項目按照“原優先電量和原目標上網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，銜接原優先電量上網電價。該設計可以確保改革平穩落地。

內蒙古方面，2024年內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。目前內蒙古存量項目仍有部分保障小時數，此次方案后，存量項目保障小時數會逐步下滑。內蒙古此次發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模，反映出內蒙古獨特的市場環境，市場外的差價結算機制作為過渡性政策，在內蒙這類市場化率較高的省份中并非是必選項，全區新能源項目可更快速的向全面市場化交易轉變，未來在實際發展中，考慮非水可再生能源消納等綜合情況下可再做調整。

未來，隨著136號文在各省的深化落實，可再生能源發展將更緊密地與電力市場耦合，儲能產業也面臨從"強制配儲"到"市場化競爭"的轉型。聯盟將持續跟蹤各省136號文實施細則的實施情況，并調研分析其對儲能產業的影響，對行業關鍵政策進行研判。