引言
在我国新能源发电产业发展初期，风电、光伏发电新能源发电项目（以下简称“新能源项目[1]”）实行“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的上网电价价格机制。新能源项目可比照火电项目获得稳定的电价收益，固定电价（燃煤标杆电价）之外的财政补贴则填平了新能源项目与传统能源项目之间的成本鸿沟。随着新能源发电技术进步和项目建设成本快速下降，自2018年起，国家有计划地安排补贴政策退坡，但锚定燃煤标杆电价的定价机制始终未变。
由于新能源项目发电功率不稳定，电网需要更多系统调节能力以消纳新能源电量和平抑波动，而加装储能、投资抽水蓄能及调用常规调节电源等调节性手段会导致电网系统成本上升，但锚定定价机制又使得新能源项目实际上并不承担电网系统调节成本。当新能源项目装机量以14.1亿千瓦规模超越煤电装机量的历史性节点到来时[2]，新能源项目“只赚钱、不担责”的矛盾更加凸显。
基于以上背景，国家发改委、国家能源局于2025年1月27日联合印发《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”），正式开启新能源电价全面市场化的改革。并且，考虑到各省市新能源电力市场发展存在差异，136号文为地方政策预留了适配空间，要求各地于2025年底前出台具体实施方案[3]。作为新能源产业重镇，山东省率先于2025年5月7日发布了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》（以下简称“《山东新能源上网电价方案》”）和《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》（以下简称“《山东机制电价竞价细则》”，与《山东新能源上网电价方案》合称为“山东省实施细则”），为其他地区作出了示范。
本文将基于136号文及山东省实施细则，解读全面市场化改革下的新能源电价结算机制，为新能源从业人员提供参考。
二、136号文解读
136号文共由四部分组成：
- 第一部分提纲挈领地阐述了改革的总体思路；
- 第二部分确立了新能源项目全面入市原则，即：新能源项目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；
- 第三部分为136号文的政策核心，建立差价结算机制，并区分存量与增量项目分类施策；
- 第四部分强调各地要加强组织落实、强化政策协同，并因地制宜地发布各地方的具体实施方案。
下文将对136号文中的差价结算机制、存量与增量项目分类施策和政策协同进行重点解读。
（一）差价结算机制
差价结算机制是指：在市场外建立的差价结算机制，即对纳入机制的电量（以下简称“机制电量”），市场交易均价低于或高于纳入机制的新能源电价水平（以下简称“机制电价”）的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
在进一步解释差价结算机制前，本文将先对136号文下的市场交易均价、市场交易价格、机制电价这三个核心概念进行厘清。
从上述表格可知，差价结算本质上是市场交易均价与机制电价之间的“多退少补”机制，即市场交易均价＞机制电价，则“多退”；市场交易均价＜机制电价，则“少补”。因此，136号文下的差价结算机制系市场交易均价与机制电价之间的差价结算，与市场交易价格并无关系。
笔者理解，差价结算是新能源项目上网电量和上网价格全面市场化的配套调节机制，公式化表达如下：
新能源项目最终电价结算价格（单位：元/kWh）=市场交易价格*新能源项目全部上网电量占比（即100%）+（机制电价-市场交易均价）*机制电量占比
举例说明，假设某风电项目的市场交易价格（P1）=0.3元/kWh、市场交易均价（P0）=0.31元/kWh、机制电价（P2）=0.3949元/kWh，该风电项目的40%电量被纳入了机制电量，那么该风电项目的最终电价结算价格为：P1*100%+（P2-P0）*40%=0.33396元/kWh。
（二）存量与增量项目分类施策
进一步，以2025年6月1日为界，136号文对如何确定机制电量、机制电价和执行期限进行了差异化规定。具体而言：
需要注意的是：（1）“未纳入过机制执行范围的项目”是增量项目申请参加机制电价竞价的前提条件之一。笔者认为，这意味着已经入选机制电价的新能源项目不可参加后续各年度的机制电价竞价，亦意味着机制电价一经确定便被锁定；（2）无论是存量项目还是增量项目，已纳入机制的新能源项目执行期限到期，或者在执行期限内自愿退出的，该项目之后不再纳入机制执行范围[6]。
（三）政策协同
136号文亦明确了以下政策协同措施[7]：
- 与“绿证”机制协同：机制电量不重复获得绿证收益。
- 与市场协同：未上网电量不纳入新能源利用率统计与考核。
- 与储能政策协同：不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
- 与补贴政策协同：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
三、山东省实施细则
山东省实施细则由两个文件组成：《山东新能源上网电价方案》和《山东机制电价竞价细则》。《山东新能源上网电价方案》包括四大部分：总体思路和改革目标、遵循原则、改革内容和保障措施。该方案因地制宜，是在136号文框架下制定的山东省具体实施方案。《山东机制电价竞价细则》则是《山东新能源上网电价方案》的配套实施细则，细化新能源增量项目的竞价规则，共七章四十六条，涵盖竞价主体、竞价电量、竞价机制、竞价程序、保障机制等内容。
目前，上述两文件均处于征求意见阶段，尚未正式发布，下文将分别介绍两文件的核心条款。
（一）《山东新能源上网电价方案》
1. 全面入市原则
《山东新能源上网电价方案》重申新能源项目上网电量、上网电价全面入市原则，即传统的“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的上网电价结算方式将被“市场交易价格±差价费用”的新结算机制所取代。
2. 差价结算机制
《山东新能源上网电价方案》对于差价结算机制的表述与136号文基本相同，均指市场交易均价与机制电价之间的差价。
值得关注的是，在山东省实施细则发布前，业界对新能源项目电价结算方式存在诸多争议，核心争议点在于：当某新能源项目的市场交易价格高于市场交易均价，且市场交易均价低于机制电价时，是否应对该新能源项目实施“少补”政策。
遗憾的是，山东省实施细则回避了上述争议点，并未给出具体的电价结算计算公式。基于对136号文及山东省实施细则的理解，笔者认为山东新能源项目的电价结算可能采用以下公式：
新能源项目结算价格（单位：元）=市场交易价格*全部上网电量+（机制电价-市场交易均价）*机制电量。
其中，第二项“（机制电价-市场交易均价）*机制电量”为纳入系统运行费用的差价费用，由全体用户分摊或分享。
3. 存量项目
关于存量项目的规定，《山东新能源上网电价方案》虽然明确了“什么是存量项目”和“如何确定存量项目的机制电价和执行期限”，但是对机制电量的确定仍存在留白，仅提示“电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化”。
需要注意的是：（1）尽管《山东新能源上网电价方案》未对机制电量的规则进行明确规定，但结合136号文的规定，笔者认为山东省内存量项目次年执行的机制电量比例亦不得高于上一年；（2）存量项目的投产亦指全容量并网，即全电量参与市场交易（参考《山东机制电价竞价细则》的规定，详见后文）。
4. 增量项目
《山东新能源上网电价方案》并未在如何处理增量项目的机制电价、机制电量和执行期限等问题上多着笔墨，仅着重强调：（1）机制电价竞价需设置充足申报率，2025年申报充足率不低于125%；（2）支持分布式光伏项目参加机制电价的竞价。
5. 政策衔接
《山东新能源上网电价方案》还着重强调了绿证收益、未上网电量、储能政策及补贴项目等现有政策与方案的衔接，相关表述与136号文基本保持一致。
需要注意，在绿证收益政策协同方面，《山东新能源上网电价方案》额外强调了绿电交易电量的绿证收益按最小原则确定（当月绿电合同电量、扣除机制电量的剩余上网电量、电力用户用电量三者取小）。这意味着，机制电价与环境溢价（绿证收益）不可兼得。
（二）《山东机制电价竞价细则》
1. 适用范围
《山东机制电价竞价细则》适用于2025年6月1日及以后全容量并网的风电、太阳能发电项目，明确了136号文下的“投产”是指“全容量并网”，即新能源项目按照项目核准（备案）容量进行并网验收。
需要注意，虽然《山东机制电价竞价细则》新增了对分期并网项目的全容量并网时间和参加机制电价竞价时间的认定方式，但是具体应由哪一主管部门审批分期并网事宜仍待明确。
此外，由于新能源项目分期并网是行业内普遍现象，可能会对新能源项目参与机制电价竞价的安排造成影响。因此，在新能源项目尽职调查过程中，应重点关注“新能源项目是否分期并网”“是否获得获得有权机关的同意”等问题。
2. 机制电量
《山东机制电价竞价细则》关于“竞价电量总规模”确认规则仍未明确规定，需由有权机关根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素综合确定。
《山东机制电价竞价细则》在机制电量部分的新增亮点为：申报充足率、机制电量申报上限、申报充足率检测。具体而言，单个新能源项目所申报的机制电量不能超过机制电量申报上限，且申报竞价的机制电量总规模占该类型竞价电量总规模的比例需满足申报充足率的下限要求（2025年申报充足率的下限要求为不低于125%）；如果不满足下限要求，则“竞价电量规模自动缩减，直至满足申报充足率要求（《山东机制电价竞价细则》第十八条）”。
笔者理解，《山东机制竞价电价细则》未明确“竞价电量总规模”的计算依据，亦是为调整申报充足率（即竞价电量规模自动缩减）预留政策上的调配空间。
3. 机制电价
- 首先，根据136号文和《山东新能源上网电价方案》的规定，申报的新能源项目应按报价从低到高确定入选项目。
- 其次，根据《山东机制电价竞价细则》，机制电价：（1）竞价上限：由有权机关基于相关因素确认，原则上不高于该类型电源上年度机制电价竞价结果（首次竞价不高于上年度结算均价[8]）；（2）竞价下限（暂设）：以先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）为参考；（3）价格出清机制：按入选新能源项目的最高报价确定。
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再次，《山东机制电价竞价细则》亦新增了边际组机制处置方式[9]，即如何处置入选的最高报价项目所对应的机制电量。并且，该边际组机制处置方式亦明确，如边际组入选电量小于其申报电量的40%（含），取消最后入选项目的入选结果，机制电价取前一个入选项目的申报价格。
笔者理解，这意味着竞价申报主体面临如下的博弈困境：报价低有利于入选，但过低则会影响差价结算的收益。
4. 执行期限
在136号文的基础上，《山东机制电价竞价细则》亦细化了机制电价执行期限的起始时间规定。具体而言：（1）入选时已投产项目，自入选次年1月1日开始执行（2025年6月1日至2025年竞价结果公布前投产的项目，自公布竞价结果次月执行）；（2）入选时未投产项目，按项目申报投产时间的次月1日开始执行；若晚于申报投产时间的次月1日投产的，次月1日至实际投产日期当月月底之间覆盖的机制电量自动失效。
5. 保函
保函是《山东机制电价竞价细则》的新增亮点，具体可参见下图：
笔者理解，要求未投产的新能源项目开具履约保函的目的在于督促未投产项目按时投产，防止新能源项目近早锁定较高机制电价而参与竞价后却无法按期投产。需要说明的是，根据《山东机制电价竞价细则》的规定，次年的机制电价均不得高于上年度的机制电价竞价结果，因此，机制电价逐年下降是大概率事件。
四、尾声
136号文的实施及各地方具体方案的出台，标志着新能源电价向市场化迈出了重要一步。山东省实施细则的先行探索，为各地方如何因地制宜制定实施方案提供了样本。
从发电企业角度，无论是136号文的顶层设计，还是山东省实施细则，“竞争”二字均已跃然纸上；尤其对于增量项目，申报充足率、竞价上限、申报电量的上限、低价入选等创新机制均旨在引导新能源项目的充分竞争，以降低全社会用能成本。
从收购方角度，增量项目的机制电价难以提前锁定，亦增加了发电收益的测算难度和决策难度，对于国有企业收购方影响尤甚。
笔者将继续追踪相关政策演进与地方实践动态，结合项目经验分享拙见。笔者非常期待与业界同仁共同探讨新能源电价市场化改革的深层逻辑与实施路径。如您对本文有任何疑问，欢迎随时联系作者。
注释：
[1]如无特别说明，本文的新能源项目均指风电、太阳能发电项目。
[2]国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问：“国家高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。”
[3]136号文：“各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。”
[4]136号文：“2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：（1）电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。（2）机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。（3）执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。”
[5]136号文：“2025年6月1日起投产的新能源增量项目：（1）每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。（2）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，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。（3）执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。”
[6]136号文：“（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。”
[7]136号文：“（九）强化政策协同。强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。强化改革与绿证政策协同，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。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。强化改革与优化环境协同，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。”
[8]根据飔合科技2025年2月20日在微信公众号发布的《年度盘点 全国热点省份2024年电力市场交易情况上》，山东2024年，光伏全部采用被动入市，结算均价346.45元/兆瓦时，被动入市风电结算均价356.88元/兆瓦时，主动入市风电结算均价为383.40元/兆瓦时（网址：https://mp.weixin.qq.com/s/lH-MSJ5Uu8u-F7aJjyXzhw，查询时间2025年5月13日。）
[9]进一步解释，“竞价电量总规模”是确定的数值，且入选新能源项目均会按照最高报价的新能源项目确定机制电价；在此情况下，在“竞价电量总规模”减去“其他已入选新能源项目的全部申报机制电量（不包含最高报价新能源项目所对应的机制电量）”所得的“剩余机制电量”小于“最高报价新能源项目所申报的机制电量”时，《山东机制电价竞价细则》明确了该边际组（入选的最高报价新能源项目）按实际剩余机制电量出清（若最高报价新能源项目非一个，则按照装机容量占比平分实际剩余机制电量）。
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