《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”)进入全面落地实施的下半场，截至目前，全国已有29个地区陆续出台136号文省级实施细则正式稿或征求意见稿，山东、云南、甘肃公示了新能源第一次机制电价竞价结果，各地区在落实国家136号文基本精神基础上，立足本地电源结构、电力供需与新能源发展实际，因地制宜设计136号文实施细则和机制电价竞价规则，通过“市场竞争+机制保障”的方式，合力推动新能源可持续健康发展。

　　各地实施细则在市场交易和价格机制方面亮点突出

　　一是放宽新能源中长期签约比例要求。针对新能源固有的远期预测误差大的特性，若强制签订高比例中长期合约容易导致新能源在现货市场“低买高卖”。辽宁、山东等多地136号文实施方案提出允许供需双方自主确定新能源中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。辽宁136号文实施方案进一步提出，取消新能源中长期签约比例下限，新能源机制电量不参与中长期交易，计入中长期合同签约比例。放宽新能源中长期签约比例要求，更加契合中长期合约非物理属性而是金融属性，有利于发挥中长期市场控制现货市场风险、锁定远期收益的作用，能更精准地匹配生产与市场需求。

　　二是放开中长期结算参考点选择。现行多数省份现货市场结算采用“中长期全电量+现货偏差电量结算”模式（即《电力现货市场基本规则（试行）》结算方式二），但未结算因输电阻塞导致的参考结算点和所在节点的空间价值差。辽宁、山东等多地的136号文实施方案提出结算参考点可自行选择为实时市场（或日前市场）任一节点或统一结算点,自行约定结算参考点价格的形成方式和计算周期。放开中长期结算参考点选择，有利于市场主体自主选择规避阻塞风险的方式，通过价格信号引导电源向负荷中心、低阻塞区域布局，优化资源空间配置。

　　三是明确日前市场与可靠性机组组合的定位和运作方式。与国外主流集中式日前现货市场采用双边市场配合可靠性机组组合分别确定市场出清量价及可靠性开机计划不同，现阶段我国省级日前现货市场中大部分用户以报量不报价方式参与，日前现货市场出清使用的负荷是预测总负荷，本质上是以可靠性机组组合替代日前市场结算，这种方式会导致形成失真的价格信号和市场扭曲，产生不合理套利和不平衡费用。辽宁、山东等多地的136号文实施方案提出，明确日前市场的“财务属性”与可靠性机组组合的“物理执行属性”，条件具备时应逐步实现日前市场与可靠性机组组合分离。日前市场是新能源项目和用户自愿参与的，日前市场基于发电和用户报量报价信息形成出清结果，可采用预出清方式，出清结果不作为结算依据（仅向经营主体披露），但可靠性机组组合和实时市场是强制参与的，用户和新能源功率须全电量参与，优化形成机组开停机组合，保障市场环境下的电力安全可靠供应。

　　四是明确现货市场“差量结算”调整为“差价结算”。当前现货市场普遍采用“差量结算”方式，设计核心是“以中长期合约为基础，现货市场仅调节偏差”，强化中长期市场的物理作用，弱化了现货市场的价格信号引领作用，给市场带来长期困扰。辽宁、山东等多地的136号文实施方案提出，将现行电能量市场结算方式从“差量结算”调整为“差价结算”，现货市场全电量按现货市场价格结算，中长期合同电量按中长期合同价格与中长期结算参考点的现货价格差值结算，既可以突出现货市场价格信号反映实时供需的突出作用，又可以与新能源可持续发展价格结算机制差价结算方式顺畅衔接。

　　五是完善容量补偿和运行成本补偿机制。随着现货市场中新能源发电量占比提升、现货电价走低，市场中高运行成本的火电等机组无法获取足够的收入来回收固定成本和变动成本，对这些机组产生挤出效应，既加剧现货市场电价波动性，又导致电力系统面临容量充裕性短缺的挑战。辽宁、山东等地的136号文实施方案提出，建立或优化发电侧容量补偿机制，对发电侧煤电、电网侧新型储能等多元主体提供的系统容量按贡献予以补偿，补偿各类电源全部或部分固定成本，保障系统长期容量充裕；合理测算各类型机组启动成本、空载成本和电能量边际成本等，对现货市场收益无法覆盖的成本进行补偿，确保经营主体的变动成本能够全部回收。

　　存量项目在保证基本收益基础上留有灵活调节空间

　　各地区明确对存量新能源项目的机制电量规模、机制电价水平和执行期限等与原有保障性规则实现有效衔接，普遍采取了“保基本、留空间”的思路。机制电量规模方面，大部分省份根据存量新能源项目性质、是否带补贴、接入电压等级、投产时间等因素，对纳入机制的电量比例进行限制，纳入比例每年进行动态调整。对于分布式光伏/分散式风电、扶贫光伏、光热发电项目，大部分省份将全部上网电量纳入机制电量，湖北、河北南网、河南对分布式光伏机制电量比例定为80%。部分地区存量集中式新能源项目机制电量比例有所降低，如广东50%（集中式光伏）、贵州80%、浙江90%、湖北12.5%、河南80%。新疆则区分补贴项目和平价项目，补贴项目按30%电量执行，平价项目则提高至50%。甘肃对存量项目机制电量总规模限制为154亿千瓦时。宁夏、云南、海南按照投产时间先后，将集中式项目纳入机制电量比例依次递减，2025年上半年，投产项目机制电量比例分别为10%、55%、80%。河北南网对集中式风电和光伏发电项目区别对待，纳入机制电量比例分别为70%、40%。这种安排既平稳延续了存量项目的收益模式，又通过比例控制为未来市场化交易腾出了制度空间。机制电价方面，大部分省份锚定燃煤基准价，在0.25~0.45元/千瓦时之间浮动。执行期限方面，各地普遍设置为达到全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。机制电量分解方面，大部分省份将单个项目每年纳入机制的电量需按天数平均分解至月度，湖南提出按月调节保障比例的规则，即1、7、8、12月保供紧张月份，按照机制电量比例的1.2倍（96%）执行；3~6月消纳困难月份，按照机制电量比例的0.8倍（64%）执行；其余月份正常执行。

　　增量项目竞价结果与多方面结果密切相关

　　各地区新能源增量项目竞价公告对增量项目的竞价规则、机制电量规模、机制电价上下限、执行期限等进行详细规定。竞价规则方面，为引导增量新能源项目充分竞价，山东、黑龙江、安徽、江西等地设定了申报充足率（所有竞价项目的申报机制电量总规模/年度机制电量规模），要求位于120%~125%之间。大部分省份对陆上风电、海上风电、光伏发电分别组织竞价，黑龙江对风电、光伏统一合并竞价、出清。机制电量规模方面，部分省份根据新增新能源项目发电量比例来确定增量机制电量总规模，海南对增量海上风电项目、陆上风电和光伏项目分别按年上网电量80%、75%确定，辽宁对增量新能源项目上网电量比例定为55%，宁夏为10%，云南风电、光伏分别为50%、60%，蒙西、蒙东不安排新增纳入机制的电量。部分省份制定年度机制电量总规模，如安徽、黑龙江的机制电量总规模均超60亿千瓦时，而甘肃、江西只有20亿、11.6亿千瓦时。大部分省份设置了单个项目机制电量申报上限，为单个项目全部上网电量的60%~100%。机制电价方面，各地普遍采用边际出清的方式来确定机制电价，明确了各类项目的竞价上下限，竞价上限不高于当地燃煤发电基准价，竞价下限充分考虑各类项目的发电成本。执行期限方面，部分地区分类确定执行期限，广东、海南明确海上风电项目14年、其他新能源项目12年，新疆和宁夏将执行期限设定为10年，甘肃和辽宁将执行期限设定为12年，到期后不再执行机制电价。

　　从山东、云南、甘肃增量项目机制电价竞价结果来看，竞价结果与供需关系、电力市场结构、政策导向等密切相关。山东风电、光伏项目机制电价为0.319元/千瓦时、0.225元/千瓦时，较山东煤电基准价分别下降19.2%、43%。云南风电、光伏项目机制电价分别为0.332元/千瓦时、0.33元/千瓦时，与云南煤电基准价基本持平。甘肃风电、光伏同场竞价，机制电价为0.1954元/千瓦时，为机制电价竞价下限，较甘肃煤电基准价下降37%。供需关系方面，山东光伏项目参与竞价数量多，申报充足率高达300%，竞争异常激烈，导致光伏机制电价被大幅压低。而2025年下半年风电投产项目相对较少，项目储备规模未达竞价数量需求，供需关系相对宽松，使得风电机制电价相对较高。云南有529个新能源项目参与申报，中标项目509个，整体竞争相对缓和，未出现明显供需失衡问题。电力市场结构方面，山东面临新能源出力与负荷需求不匹配、系统调节能力不足的挑战，2025年“五一”假期期间，实时与日前市场分别出现46小时与50小时的负电价。由于风电在白天夜晚均可出力，在早晚负荷高峰时刻有效发挥支撑作用；而光伏出力集中，午间光伏大发时段经常出现电价大幅下跌甚至负电价情况，导致现货市场风电结算价高、光伏结算价低。云南调节性水电和储能资源丰富，消纳条件更好，新能源电价能够维持在较高水平。政策导向方面，山东新能源政策导向偏向风电发展，规划到2025年底光伏、风电装机比例将由目前的3.2∶1优化到2.6∶1的目标，在机制电量分配方面显示了对风电投资的明显倾向性，风电机制电量比例达86%，光伏仅占比14%，且设置的竞价区间下限和上限均较低（上限比山东煤电基准价低11%）。云南省新能源政策导向相对平衡，没有明显偏向性，设置的竞价区间下限和上限均较高（上限与云南煤电基准价接近），使得新能源电价能够维持在相对较高的水平。

机制电价设计及新能源运营的有关建议

　　当前，各省加快组织新能源增量项目机制电价竞价工作，机制电价竞价结果陆续出炉。市场化环境下，实现新能源产业可持续健康发展，需要政府和企业汇聚合力，持续优化新能源高质量发展体制机制。

　　一是进一步优化新能源机制电价设计。各地根据自身资源禀赋、消纳能力和发展目标，因地制宜设计竞价机制，避免简单复制其他地区。充分考虑新能源项目实际开发、运营成本等因素设置机制电价竞价下限，避免无序恶性竞争。动态评估和调整竞价上下限区间，确保机制的灵活性和适应性。允许新能源企业根据出力特性和市场供需情况，灵活设置机制电量各月分摊比例；根据绿电和绿证市场交易情况，自主选择绿电交易与机制电量结算优先级。

　　二是探索“新能源+储能”一体化发展。在现货峰谷价差大、新能源限电率高的地区，综合考虑配储成本和收益，科学合理配置新能源配储规模，减少偏差考核成本，提高新能源市场收益水平。探索新能源与配储一体化交易、一体化调度，储能配合开展日前/实时现货市场中电站出力调节，实现储能的充放电价格与电力市场价格联动，提升新能源场站市场申报策略灵活性。发挥新能源配储增强发电可控性的优势，助力实现新能源与大用户签订长期绿电购电协议时产生溢价，进一步提升新能源的经济性。

　　三是持续降低新能源全生命周期度电成本。规划布局方面，构建市场导向的规划投资体系，打通新能源规划、生产、营销、市场等各环节数据信息壁垒，实现各环节有序衔接。根据不同地区的资源禀赋和负荷特性，差异化布局风电与光伏发电项目，避免同一类型项目扎堆导致恶性竞争。优选布局电气位置优、新能源发电与净负荷曲线适配度高的项目。建设运维方面，建立健全内部管理制度，加强成本控制，提高生产运营精细化水平。加大对先进、高效风光组件等的研发应用，提升发电效率，全面降低度电成本的平准化（LCOE）。利用规模化采购、优化采购时序来降低建设成本。借助大数据与人工智能实现精准运维，降低运维成本。

　　四是提升电价预测和交易策略水平。建立基于气象数据、历史出力数据和实时运行数据的预测模型，不断提升新能源的出力预测精度；依据现货市场价格信号引导，合理调整新能源场站运行方式（光伏板朝向），采用跟踪支架等，优化发电出力曲线；建立基于统计回归拟合、机器学习、人工智能等方法的电价预测模型，滚动优化中长期市场持仓比例和曲线，实时优化调整现货市场申报曲线以实现套利，提高市场交易和预测水平。