各地136號文細(xì)則分析及新能源運營建議
來源：電聯(lián)新媒 時間：2025-11-07 10:16
《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”)進入全面落地實施的下半場，截至目前，全國已有29個地區(qū)陸續(xù)出臺136號文省級實施細(xì)則正式稿或征求意見稿，山東、云南、甘肅公示了新能源第一次機制電價競價結(jié)果，各地區(qū)在落實國家136號文基本精神基礎(chǔ)上，立足本地電源結(jié)構(gòu)、電力供需與新能源發(fā)展實際，因地制宜設(shè)計136號文實施細(xì)則和機制電價競價規(guī)則，通過“市場競爭+機制保障”的方式，合力推動新能源可持續(xù)健康發(fā)展。
各地實施細(xì)則在市場交易和價格機制方面亮點突出
一是放寬新能源中長期簽約比例要求。針對新能源固有的遠期預(yù)測誤差大的特性，若強制簽訂高比例中長期合約容易導(dǎo)致新能源在現(xiàn)貨市場“低買高賣”。遼寧、山東等多地136號文實施方案提出允許供需雙方自主確定新能源中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。遼寧136號文實施方案進一步提出，取消新能源中長期簽約比例下限，新能源機制電量不參與中長期交易，計入中長期合同簽約比例。放寬新能源中長期簽約比例要求，更加契合中長期合約非物理屬性而是金融屬性，有利于發(fā)揮中長期市場控制現(xiàn)貨市場風(fēng)險、鎖定遠期收益的作用，能更精準(zhǔn)地匹配生產(chǎn)與市場需求。
二是放開中長期結(jié)算參考點選擇?，F(xiàn)行多數(shù)省份現(xiàn)貨市場結(jié)算采用“中長期全電量+現(xiàn)貨偏差電量結(jié)算”模式（即《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》結(jié)算方式二），但未結(jié)算因輸電阻塞導(dǎo)致的參考結(jié)算點和所在節(jié)點的空間價值差。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出結(jié)算參考點可自行選擇為實時市場（或日前市場）任一節(jié)點或統(tǒng)一結(jié)算點,自行約定結(jié)算參考點價格的形成方式和計算周期。放開中長期結(jié)算參考點選擇，有利于市場主體自主選擇規(guī)避阻塞風(fēng)險的方式，通過價格信號引導(dǎo)電源向負(fù)荷中心、低阻塞區(qū)域布局，優(yōu)化資源空間配置。
三是明確日前市場與可靠性機組組合的定位和運作方式。與國外主流集中式日前現(xiàn)貨市場采用雙邊市場配合可靠性機組組合分別確定市場出清量價及可靠性開機計劃不同，現(xiàn)階段我國省級日前現(xiàn)貨市場中大部分用戶以報量不報價方式參與，日前現(xiàn)貨市場出清使用的負(fù)荷是預(yù)測總負(fù)荷，本質(zhì)上是以可靠性機組組合替代日前市場結(jié)算，這種方式會導(dǎo)致形成失真的價格信號和市場扭曲，產(chǎn)生不合理套利和不平衡費用。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出，明確日前市場的“財務(wù)屬性”與可靠性機組組合的“物理執(zhí)行屬性”，條件具備時應(yīng)逐步實現(xiàn)日前市場與可靠性機組組合分離。日前市場是新能源項目和用戶自愿參與的，日前市場基于發(fā)電和用戶報量報價信息形成出清結(jié)果，可采用預(yù)出清方式，出清結(jié)果不作為結(jié)算依據(jù)（僅向經(jīng)營主體披露），但可靠性機組組合和實時市場是強制參與的，用戶和新能源功率須全電量參與，優(yōu)化形成機組開停機組合，保障市場環(huán)境下的電力安全可靠供應(yīng)。
四是明確現(xiàn)貨市場“差量結(jié)算”調(diào)整為“差價結(jié)算”。當(dāng)前現(xiàn)貨市場普遍采用“差量結(jié)算”方式，設(shè)計核心是“以中長期合約為基礎(chǔ)，現(xiàn)貨市場僅調(diào)節(jié)偏差”，強化中長期市場的物理作用，弱化了現(xiàn)貨市場的價格信號引領(lǐng)作用，給市場帶來長期困擾。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出，將現(xiàn)行電能量市場結(jié)算方式從“差量結(jié)算”調(diào)整為“差價結(jié)算”，現(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值結(jié)算，既可以突出現(xiàn)貨市場價格信號反映實時供需的突出作用，又可以與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算方式順暢銜接。
五是完善容量補償和運行成本補償機制。隨著現(xiàn)貨市場中新能源發(fā)電量占比提升、現(xiàn)貨電價走低，市場中高運行成本的火電等機組無法獲取足夠的收入來回收固定成本和變動成本，對這些機組產(chǎn)生擠出效應(yīng)，既加劇現(xiàn)貨市場電價波動性，又導(dǎo)致電力系統(tǒng)面臨容量充裕性短缺的挑戰(zhàn)。遼寧、山東等地的136號文實施方案提出，建立或優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補償機制，對發(fā)電側(cè)煤電、電網(wǎng)側(cè)新型儲能等多元主體提供的系統(tǒng)容量按貢獻予以補償，補償各類電源全部或部分固定成本，保障系統(tǒng)長期容量充裕；合理測算各類型機組啟動成本、空載成本和電能量邊際成本等，對現(xiàn)貨市場收益無法覆蓋的成本進行補償，確保經(jīng)營主體的變動成本能夠全部回收。
存量項目在保證基本收益基礎(chǔ)上留有靈活調(diào)節(jié)空間
各地區(qū)明確對存量新能源項目的機制電量規(guī)模、機制電價水平和執(zhí)行期限等與原有保障性規(guī)則實現(xiàn)有效銜接，普遍采取了“保基本、留空間”的思路。機制電量規(guī)模方面，大部分省份根據(jù)存量新能源項目性質(zhì)、是否帶補貼、接入電壓等級、投產(chǎn)時間等因素，對納入機制的電量比例進行限制，納入比例每年進行動態(tài)調(diào)整。對于分布式光伏/分散式風(fēng)電、扶貧光伏、光熱發(fā)電項目，大部分省份將全部上網(wǎng)電量納入機制電量，湖北、河北南網(wǎng)、河南對分布式光伏機制電量比例定為80%。部分地區(qū)存量集中式新能源項目機制電量比例有所降低，如廣東50%（集中式光伏）、貴州80%、浙江90%、湖北12.5%、河南80%。新疆則區(qū)分補貼項目和平價項目，補貼項目按30%電量執(zhí)行，平價項目則提高至50%。甘肅對存量項目機制電量總規(guī)模限制為154億千瓦時。寧夏、云南、海南按照投產(chǎn)時間先后，將集中式項目納入機制電量比例依次遞減，2025年上半年，投產(chǎn)項目機制電量比例分別為10%、55%、80%。河北南網(wǎng)對集中式風(fēng)電和光伏發(fā)電項目區(qū)別對待，納入機制電量比例分別為70%、40%。這種安排既平穩(wěn)延續(xù)了存量項目的收益模式，又通過比例控制為未來市場化交易騰出了制度空間。機制電價方面，大部分省份錨定燃煤基準(zhǔn)價，在0.25~0.45元/千瓦時之間浮動。執(zhí)行期限方面，各地普遍設(shè)置為達到全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)月份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)月份較早者確定。機制電量分解方面，大部分省份將單個項目每年納入機制的電量需按天數(shù)平均分解至月度，湖南提出按月調(diào)節(jié)保障比例的規(guī)則，即1、7、8、12月保供緊張月份，按照機制電量比例的1.2倍（96%）執(zhí)行；3~6月消納困難月份，按照機制電量比例的0.8倍（64%）執(zhí)行；其余月份正常執(zhí)行。
增量項目競價結(jié)果與多方面結(jié)果密切相關(guān)
各地區(qū)新能源增量項目競價公告對增量項目的競價規(guī)則、機制電量規(guī)模、機制電價上下限、執(zhí)行期限等進行詳細(xì)規(guī)定。競價規(guī)則方面，為引導(dǎo)增量新能源項目充分競價，山東、黑龍江、安徽、江西等地設(shè)定了申報充足率（所有競價項目的申報機制電量總規(guī)模/年度機制電量規(guī)模），要求位于120%~125%之間。大部分省份對陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光伏發(fā)電分別組織競價，黑龍江對風(fēng)電、光伏統(tǒng)一合并競價、出清。機制電量規(guī)模方面，部分省份根據(jù)新增新能源項目發(fā)電量比例來確定增量機制電量總規(guī)模，海南對增量海上風(fēng)電項目、陸上風(fēng)電和光伏項目分別按年上網(wǎng)電量80%、75%確定，遼寧對增量新能源項目上網(wǎng)電量比例定為55%，寧夏為10%，云南風(fēng)電、光伏分別為50%、60%，蒙西、蒙東不安排新增納入機制的電量。部分省份制定年度機制電量總規(guī)模，如安徽、黑龍江的機制電量總規(guī)模均超60億千瓦時，而甘肅、江西只有20億、11.6億千瓦時。大部分省份設(shè)置了單個項目機制電量申報上限，為單個項目全部上網(wǎng)電量的60%~100%。機制電價方面，各地普遍采用邊際出清的方式來確定機制電價，明確了各類項目的競價上下限，競價上限不高于當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價，競價下限充分考慮各類項目的發(fā)電成本。執(zhí)行期限方面，部分地區(qū)分類確定執(zhí)行期限，廣東、海南明確海上風(fēng)電項目14年、其他新能源項目12年，新疆和寧夏將執(zhí)行期限設(shè)定為10年，甘肅和遼寧將執(zhí)行期限設(shè)定為12年，到期后不再執(zhí)行機制電價。
從山東、云南、甘肅增量項目機制電價競價結(jié)果來看，競價結(jié)果與供需關(guān)系、電力市場結(jié)構(gòu)、政策導(dǎo)向等密切相關(guān)。山東風(fēng)電、光伏項目機制電價為0.319元/千瓦時、0.225元/千瓦時，較山東煤電基準(zhǔn)價分別下降19.2%、43%。云南風(fēng)電、光伏項目機制電價分別為0.332元/千瓦時、0.33元/千瓦時，與云南煤電基準(zhǔn)價基本持平。甘肅風(fēng)電、光伏同場競價，機制電價為0.1954元/千瓦時，為機制電價競價下限，較甘肅煤電基準(zhǔn)價下降37%。供需關(guān)系方面，山東光伏項目參與競價數(shù)量多，申報充足率高達300%，競爭異常激烈，導(dǎo)致光伏機制電價被大幅壓低。而2025年下半年風(fēng)電投產(chǎn)項目相對較少，項目儲備規(guī)模未達競價數(shù)量需求，供需關(guān)系相對寬松，使得風(fēng)電機制電價相對較高。云南有529個新能源項目參與申報，中標(biāo)項目509個，整體競爭相對緩和，未出現(xiàn)明顯供需失衡問題。電力市場結(jié)構(gòu)方面，山東面臨新能源出力與負(fù)荷需求不匹配、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足的挑戰(zhàn)，2025年“五一”假期期間，實時與日前市場分別出現(xiàn)46小時與50小時的負(fù)電價。由于風(fēng)電在白天夜晚均可出力，在早晚負(fù)荷高峰時刻有效發(fā)揮支撐作用；而光伏出力集中，午間光伏大發(fā)時段經(jīng)常出現(xiàn)電價大幅下跌甚至負(fù)電價情況，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場風(fēng)電結(jié)算價高、光伏結(jié)算價低。云南調(diào)節(jié)性水電和儲能資源豐富，消納條件更好，新能源電價能夠維持在較高水平。政策導(dǎo)向方面，山東新能源政策導(dǎo)向偏向風(fēng)電發(fā)展，規(guī)劃到2025年底光伏、風(fēng)電裝機比例將由目前的3.2∶1優(yōu)化到2.6∶1的目標(biāo)，在機制電量分配方面顯示了對風(fēng)電投資的明顯傾向性，風(fēng)電機制電量比例達86%，光伏僅占比14%，且設(shè)置的競價區(qū)間下限和上限均較低（上限比山東煤電基準(zhǔn)價低11%）。云南省新能源政策導(dǎo)向相對平衡，沒有明顯偏向性，設(shè)置的競價區(qū)間下限和上限均較高（上限與云南煤電基準(zhǔn)價接近），使得新能源電價能夠維持在相對較高的水平。
當(dāng)前，各省加快組織新能源增量項目機制電價競價工作，機制電價競價結(jié)果陸續(xù)出爐。市場化環(huán)境下，實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展，需要政府和企業(yè)匯聚合力，持續(xù)優(yōu)化新能源高質(zhì)量發(fā)展體制機制。
一是進一步優(yōu)化新能源機制電價設(shè)計。各地根據(jù)自身資源稟賦、消納能力和發(fā)展目標(biāo)，因地制宜設(shè)計競價機制，避免簡單復(fù)制其他地區(qū)。充分考慮新能源項目實際開發(fā)、運營成本等因素設(shè)置機制電價競價下限，避免無序惡性競爭。動態(tài)評估和調(diào)整競價上下限區(qū)間，確保機制的靈活性和適應(yīng)性。允許新能源企業(yè)根據(jù)出力特性和市場供需情況，靈活設(shè)置機制電量各月分?jǐn)偙壤桓鶕?jù)綠電和綠證市場交易情況，自主選擇綠電交易與機制電量結(jié)算優(yōu)先級。
二是探索“新能源+儲能”一體化發(fā)展。在現(xiàn)貨峰谷價差大、新能源限電率高的地區(qū)，綜合考慮配儲成本和收益，科學(xué)合理配置新能源配儲規(guī)模，減少偏差考核成本，提高新能源市場收益水平。探索新能源與配儲一體化交易、一體化調(diào)度，儲能配合開展日前/實時現(xiàn)貨市場中電站出力調(diào)節(jié)，實現(xiàn)儲能的充放電價格與電力市場價格聯(lián)動，提升新能源場站市場申報策略靈活性。發(fā)揮新能源配儲增強發(fā)電可控性的優(yōu)勢，助力實現(xiàn)新能源與大用戶簽訂長期綠電購電協(xié)議時產(chǎn)生溢價，進一步提升新能源的經(jīng)濟性。
三是持續(xù)降低新能源全生命周期度電成本。規(guī)劃布局方面，構(gòu)建市場導(dǎo)向的規(guī)劃投資體系，打通新能源規(guī)劃、生產(chǎn)、營銷、市場等各環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)信息壁壘，實現(xiàn)各環(huán)節(jié)有序銜接。根據(jù)不同地區(qū)的資源稟賦和負(fù)荷特性，差異化布局風(fēng)電與光伏發(fā)電項目，避免同一類型項目扎堆導(dǎo)致惡性競爭。優(yōu)選布局電氣位置優(yōu)、新能源發(fā)電與凈負(fù)荷曲線適配度高的項目。建設(shè)運維方面，建立健全內(nèi)部管理制度，加強成本控制，提高生產(chǎn)運營精細(xì)化水平。加大對先進、高效風(fēng)光組件等的研發(fā)應(yīng)用，提升發(fā)電效率，全面降低度電成本的平準(zhǔn)化（LCOE）。利用規(guī)?；少?、優(yōu)化采購時序來降低建設(shè)成本。借助大數(shù)據(jù)與人工智能實現(xiàn)精準(zhǔn)運維，降低運維成本。
四是提升電價預(yù)測和交易策略水平。建立基于氣象數(shù)據(jù)、歷史出力數(shù)據(jù)和實時運行數(shù)據(jù)的預(yù)測模型，不斷提升新能源的出力預(yù)測精度；依據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號引導(dǎo)，合理調(diào)整新能源場站運行方式（光伏板朝向），采用跟蹤支架等，優(yōu)化發(fā)電出力曲線；建立基于統(tǒng)計回歸擬合、機器學(xué)習(xí)、人工智能等方法的電價預(yù)測模型，滾動優(yōu)化中長期市場持倉比例和曲線，實時優(yōu)化調(diào)整現(xiàn)貨市場申報曲線以實現(xiàn)套利，提高市場交易和預(yù)測水平。
責(zé)任編輯：劉礎(chǔ)琪
