136號文的出臺是我國電力市場改革的重要里程碑，目的是讓新能源電量全面進入市場，形成更真實的價格信號，同時確保新能源行業的可持續發展。

一、上網電量全部進入電力市場

關于深化新能源上?電價市場化改? 促進新能源?質量發展的通知(發改價格〔2025〕136號)，下文簡稱136號文，明確提出“新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上?電量原則上全部進?電力市場，上網電價通過市場交易形成。”

不區分集中式與分布式新能源、不區分存量項目與增量項目，一視同仁，全電量報量報價或者作為價格接受者，參與電力市場，只有把新能源全部電量推入市場，才能借助市場的力量反應真實供需關系，形成可信價格，如果大量的新能源電量被保證性收購，沒有參與過市場交易競價，形成的價格是失真的。

好處是新增的新能源項目電量入市的預期建立了，投資人會更加理性，也變得越來越專業，為自己的投資決策買單，市場更趨成熟；難點是如何讓存量新能源項目還能活著，不同時期的存量項目的建設成本是不同的，且關系的利益群體極為龐大，不能產生系統性風險，136號文中總體思路提出“區分存量增量‘’、“政策統籌協調”，下文也會詳細解讀與此相關的差價結算、機制電價、機制電量和退出機制；

二、差價結算與機制電價

新能源上網電量全部進入電力市場形成真實供需關系下的價格，與此同時每個新能源發電企業的交易價格不等于其結算價格，在市場外建立差價結算的機制，來實現區分存量增量、區分市場主體類型并能夠調動交易主動性。

舉算例說明，假設同類項目市場主體PV1、PV2、PV3、PV4，在某現貨市場連續運行區域，某月實時市場交易價分別為0.4、0.3、0.4、0.3元/度，為簡化計算，假定交易量都是1度電，形成同類項目的月度加權均價0.35元/度，由于項目并網時間不同、原適用電價政策不同，機制電價分別是0.4、0.4、0.38、0.38元/度，那么實際結算的電價如下表所示：

比較市場主體PV1、PV2，盡管機制電價相同，由于交易策略、所處分區節點等不同，形成了各自不同的市場交易價格，最終在差價結算機制下形成了不同的結算價格；比較市場主體PV1、PV3交易價格都是0.4元/度，但是由于其適用的機制電價不同，最終結算的電價不同。通過差價結算和機制電價使得存量項目和增量項目、運營水平參差的項目等各類主體，有了較為公平的競爭環境，為資源最優配置提供的方案。

再舉?例，假設同類項目市場主體W1、W2、W3，在某現貨市場未連續運?區域，中長期交易價分別為0.41、0.4、0.39元/度，為簡化計算，假定交易量都是1度，形成同類項目中長期加權均價0.4元/度，機制電價假設均為0.38元/度，那么實際結算的電價如下表所示：

比較市場主體W1、W2、W3，機制電價相同且低于加權均價，在差價結算機制下，?臨超額回收0.02元/度；由于回收是在各自市場交易價的基礎上發生，其主動參與電力市場并謀求更好表現的動機仍在；同時讓電力市場適應性更好（表現為同類項目加權價?于機制電價）的主體思考是不是退出機制電價和差價結算，進?步推動電力市場的成熟，可見這個政策在我國電力市場改革不同階段銜接中的巨大作?。

如果市場主體不報量報價，而選擇作為價格的接受者參與市場，其電量的出清能夠得到保障，但屬于“躺平”式參與市場，無法獲取理想交易價格，不是有效市場期望看到的，但是市場初期很多新能源主體不具備主動參與市場的能力，為了實現上文提到的“全部電量”，且“參與市場”，權宜之計罷了。后期越來越多新能源會通過主動配置儲能等技術手段，提升市場表現，我們找機會再就這個觀點展開，歡迎交流討論。

存量項目機制電價的形成，推測涉及保障性收購的存量項目上?電量參照原有政策、規定、合同等形成，原則上不?于當地煤電基準價。

關于增量項目的機制電價，136號文中提到“由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納?過機制執行范圍的項目?愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。”仍舊舉算例說明，假設某區域202X年新增的機制電量總額為100萬度電，符合條件的項目分類帶量報價如下（報價由低到?排序）：

則該區域的202X年增量項目的機制電價為0.24元/度，進?該機制的市場主體是A、B、C、D、E，同時E進?的量也只有10萬度，F不能?圍。

三、機制電量和退出機制

理解136號?的關鍵還在于機制電量如何形成，先談存量項目。?中提到“由各地妥善銜接現?具有保障性質的相關電量規模政策“，核?就是和《全額保障性收購可再?能源電量監管辦法》（以下簡稱辦法）進?政策的銜接，辦法中明確將可再?能源發電項目的電量區分為保障性收購電量、市場交易電量，推斷存量項目的保障性收購部分會直接進?機制電量，剩下部分則通過電力市場交易消納，因報價?法達成交易的也不會再計?棄?棄光考核。

對于增量項目，有多?上?電量可以進?機制電量，136號?提到“每年新增納?機制的電量規模，由各地根據國家下達的年度??電可再?能源電力消納責任權重完成情況，以及?戶承受能?等因素確定。”前?半句可以量化，后?則?法量化，因此我們分析“??電可再?能源電力消納責任權重完成情況”如何影響機制電量，參考“關于2024年可再?能源電力消納責任權重及有關事項的通知“發改辦能源〔2024〕598號（以下簡稱598號?）附件1：各省（?治區、直轄市）2024 年可再?能源電力消納責任權重

以上海作為算例， 《上海電力供應環境可持續性關鍵績效指標報告 （2023年度）》（以下簡稱報告）中明確提到，“2023年上海電?可再?能源?電量560億千?時，同?增?7.7%，占我市?電量?重為30.3%，完成國家下達的30%指標。??可再?能源?電量138億千?時，同?增?32.7%，占我市?電量?重為7.5%，較國家下達的指標高1.5個百分點。”可以推斷出以下結論：2023年的對上海下達的??電消納責任權重是6%，2024年提?到8%。報告中還提到“2023年，上海市經濟總體平穩向好，年?電量達1849億千?時，同?增?5.9%。”假設2024年上海?電量增?平穩為6%，如果136號?的機制電量確定規則應?在2024年上海的新增機制電量計算上，結果為：

136號?的?明之處還在于對退出機制的完善，136號清晰的定位就是電力市場化改?轉折期，對于新能源上?電價的頂層設計，退出機制不僅包含執?到期，存量項目“按照現?相關政策保障期限確定。”增量項目“按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項?申報的投產時間確定，?選時已投產的項目按?選時間確定。”還包含隨著市場主體適應市場規則后，交易能?成熟或“新能源項目通過設備更新改造升級等?式提升競爭?，主動參與市場競爭”的退出情形，同時規定，退出后就不可再進?。

結言陳詞

非常期待各省市因地制宜的推出響應136號文的?動方案，中國電力市場化改?，未來可期。