2025年2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《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號文件”），這是新形勢下推動新能源高質(zhì)量發(fā)展，實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型和碳達峰、碳中和任務(wù)目標的重要基礎(chǔ)性制度。本文基于個人理解，來討論如何落實好文件精神，才能保證新能源裝機規(guī)模和發(fā)電量占比的穩(wěn)定增長，助力地方經(jīng)濟發(fā)展以及碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)。

一、“136號文件”的出臺，是在電力市場化改革不斷深化過程中，統(tǒng)一各地政策和市場規(guī)則，確保新能源高質(zhì)量發(fā)展的及時雨

1.2006年可再生能源法生效以來，可再生能源發(fā)電量收購原則在不斷發(fā)生變化，可再生能源發(fā)電量參與電力市場的比例正在逐年加大。

新能源項目投資收益的不確定性風險加大，導致投資積極性降低，如果不完善相關(guān)政策，將會影響新能源裝機規(guī)模的持續(xù)增長，影響“雙碳”目標的實現(xiàn)。

2006年開始實施的《可再生能源法》中明確了可再生能源電量的全額收購制度，所有可再生能源發(fā)電項目“強制上網(wǎng)，發(fā)電量全額收購”。

2016年3月24日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號），首次提出可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量和市場交易電量兩部分。保障性收購電量部分優(yōu)先安排發(fā)電計劃，簽訂優(yōu)先發(fā)電合同（實物合同或差價合同），按照國家確定的上網(wǎng)標桿電價收購。市場交易電量部分通過市場競爭方式獲得發(fā)電合同，電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先調(diào)度原則執(zhí)行發(fā)電合同。市場交易電量部分，按照新能源標桿上網(wǎng)電價與當?shù)孛弘姌藯U上網(wǎng)電價（含脫硫、脫銷、除塵）的差額享受可再生能源補貼。對可再生能源發(fā)電受限地區(qū)，由國務(wù)院能源主管部門按照“年滿負荷利用小時數(shù)”的方式核定保障性收購電量，不存在限電的地區(qū)，仍需全額收購。

2024年3月18日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（國家發(fā)改委15號令），這是對2007年國家電力監(jiān)管委員會25號令《電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》的修訂。新的監(jiān)管辦法明確可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電量包括保障性收購電量和市場交易電量兩部分，根據(jù)可再生能源電力消納責任權(quán)重制定保障性收購政策，正式開啟了“最低保障小時數(shù)+市場交易”的混合定價模式。

目前來看，各地方執(zhí)行保障性收購政策差別很大，保障性電量普遍偏低，并且有逐年減少的趨勢。山東、河北南網(wǎng)等地規(guī)定風電執(zhí)行70%的保障性收購比例；蒙西集中式風電保障性電量只有390小時、蒙東790小時、江蘇也只有800小時；有些省份的集中式光伏項目只有100多小時，其余電量全部進行市場化交易；青海省已經(jīng)全部推向了市場。

在保障性收購電量逐年下降的同時，新能源參與電力現(xiàn)貨市場形成的上網(wǎng)電價普遍偏低。風電和光伏大發(fā)期間，現(xiàn)貨市場基本是地板價，尤其是光伏發(fā)電，因為發(fā)電“同時性較高”，在光伏裝機占比大的地區(qū)，已經(jīng)出現(xiàn)長時間的負電價。

在各地政策不斷調(diào)整，電量和電價不確定性不斷增加的情況下，企業(yè)的原有投資決策模型失去了基礎(chǔ)，投資收益不確定性風險增加，導致企業(yè)無所適從，投資積極性明顯下降。發(fā)展下去，將會嚴重影響新能源裝機規(guī)模的持續(xù)增長，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)。

2.新能源全電量參與現(xiàn)貨市場是建設(shè)統(tǒng)一電力市場體系的基礎(chǔ)。

隨著新能源裝機和發(fā)電量占比的不斷提高，新能源全電量參與市場，避免市場割裂，才能實現(xiàn)市場的完整性，才能建立統(tǒng)一的電力市場，這樣才能讓市場機制發(fā)揮應有的作用。正如《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中提出的“推進適應能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的電力市場機制建設(shè)，有序推動新能源參與市場交易，科學指導電力規(guī)劃和有效投資，發(fā)揮電力市場對能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的支撐作用”。同時，隨著新能源在電力系統(tǒng)中的裝機規(guī)模和發(fā)電量大幅增加，對電力系統(tǒng)的靈活性提出了更高要求。電力系統(tǒng)內(nèi)并不缺乏靈活性資源，而是缺少調(diào)動這些靈活性的市場機制。通過市場化機制可以解決高比例新能源并網(wǎng)面臨的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力問題，有利于消納新能源電力?？稍偕茉撮_發(fā)利用的“優(yōu)等生”德國，2024年實現(xiàn)了47%的電力來自風電和光伏，這么高比例的新能源電力系統(tǒng)，并沒有帶來電價成本的高漲，還出現(xiàn)了隨著新能源裝機增長，備用容量反而下降的情況，被稱為高比例新能源接入下的“德國平衡悖論”，其中最重要的原因就是其不斷改進的電力市場機制。

3.新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制是降低新能源發(fā)電項目市場不確定性風險，穩(wěn)定項目收益預期，保障企業(yè)投資積極性，更好支撐新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)的重要機制。

可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，即大家所稱的機制電價政策，是為風電光伏等新能源引入的新的電價機制，實質(zhì)是一種差價結(jié)算機制。對納入機制范圍內(nèi)的電量，按照確定的“機制電價”與“市場交易均價”的價差進行結(jié)算，當“市場交易均價”低于“機制電價”時給予差價補償，高于“機制電價”時扣除差價。通過這種“多退少補”的結(jié)算方式，提高新能源項目投資收益的預期，降低市場不確定性風險。新能源項目成本主要是來自初始投資的固定成本，變動成本極小，且投資回收期長達8年以上。因此，新能源項目的投資收益確定性至關(guān)重要，直接關(guān)乎企業(yè)的投資積極性。新能源項目融資比例通常在80%左右，成本回收期內(nèi)，融資成本構(gòu)成度電成本的主要部分。提高收益確定性，穩(wěn)定預期，可以降低融資成本，進而降低度電成本。

二、政策執(zhí)行效果取決于地方具體實施方案

“136號文件”給出了“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”的基本原則和實施框架。但納入機制的新能源“電量規(guī)模”、“電價水平（機制電價）”、“執(zhí)行期限”、“差價結(jié)算方式”、“退出規(guī)則”等具體實施的細則，需要地方價格主管部門、能源主管部門、電力運行主管部門等通過出臺實施方案，予以具體明確。該機制與新能源技術(shù)、產(chǎn)業(yè)發(fā)展、電力市場、電力系統(tǒng)等方面相關(guān)，又涉及地方政府不同部門、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、終端用戶等眾多不同訴求的利益主體，需要統(tǒng)一思想，統(tǒng)一目標，統(tǒng)籌協(xié)調(diào)，才能實現(xiàn)政策初衷，起到促進新能源發(fā)展的作用，保持新能源裝機的持續(xù)增長，不斷提高新能源的發(fā)電量占比，而不是背道而馳，造成新能源發(fā)展受阻，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)。

事關(guān)新能源能否健康可持續(xù)發(fā)展，各地方能源主管部門尤其需要高度關(guān)注，積極履職。落實好“136號文件”，主要有以下幾個關(guān)鍵要素和環(huán)節(jié)：

1.如何確定本省每年新增納入機制的電量總規(guī)模

每年有多少新增電量可以納入“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”，會對本省新能源新增裝機規(guī)模產(chǎn)生重要影響，某種程度上甚至決定了該省新增裝機規(guī)模。根據(jù)目前各省電力市場運行的情況看，新能源參與電力現(xiàn)貨市場形成的上網(wǎng)電價普遍偏低，而且我國電力現(xiàn)貨市場運行時間還不長，市場規(guī)則還在不斷完善，未來市場的不確定性非常高，如果不能享受“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”，對沖市場風險，很多項目就會擱淺。而且，沒有一個相對確定的項目投資收益模型，電力企業(yè)的投資決策也無法進行，也會導致投資停擺。所以，如何確定每年新增納入機制的電量總規(guī)模，需要地方政府高度重視，至少需要針對如下因素統(tǒng)籌考慮：

1.1 “年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重”完成情況

“136號文件”中，要求“每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權(quán)重的，次年可適當減少；未完成的，次年可適當增加?！?/p>

“年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重”是指2019年，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》，明確按省對電力消費應達到的可再生能源電量比重（即消納責任權(quán)重）進行規(guī)定和考核。2025年1月1日起施行的《中華人民共和國能源法》，第二十三條中進一步明確“國務(wù)院能源主管部門會同國務(wù)院有關(guān)部門制定并組織實施可再生能源在能源消費中的最低比重目標。國家完善可再生能源電力消納保障機制?！备鶕?jù)“年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重”來確定新增納入機制的電量規(guī)模，明確了“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”政策重要目的就是支撐國家可再生能源發(fā)展目標的實現(xiàn)。但需要指出的是，“年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重”應該是最低目標，不應該成為上限。根據(jù)2023年完成情況來看，除西藏免于考核，新疆只監(jiān)測外，全國所有省份均超額完成了國家下達的責任權(quán)重指標。僅按這個指標完成情況來確定“年度納入機制電量的總規(guī)?！保瑢绊懜魇⌒略鲅b機規(guī)模的持續(xù)增長。

1.2 各省的新能源發(fā)展規(guī)劃目標

隨著碳達峰、碳中和工作的深入推進，大力發(fā)展新能源，加速風電光伏項目開發(fā)建設(shè)，已經(jīng)成為各級地方政府實現(xiàn)綠色高質(zhì)量發(fā)展的重要舉措。各省在其2025年政府工作報告中，針對新能源產(chǎn)業(yè)，基于本省資源稟賦、產(chǎn)業(yè)發(fā)展形勢，制定了具體行動計劃、提出了裝機目標。其中，內(nèi)蒙古自治區(qū)力爭新增新能源并網(wǎng)4000萬千瓦；山東省力爭新能源和可再生能源裝機新增2000萬千瓦；河北省新增風電光伏并網(wǎng)裝機1300萬千瓦以上；寧夏自治區(qū)實現(xiàn)新增風電光伏裝機2060萬千瓦；廣東省加快建設(shè)新型能源體系，新增電源裝機3000萬千瓦；浙江省大力發(fā)展海上風電，確保新增電力裝機2000萬千瓦以上；吉林省新增新能源裝機600萬千瓦以上；安徽省新增可再生能源發(fā)電裝機600萬千瓦以上；云南省實現(xiàn)開工、投產(chǎn)新能源項目各1600萬千瓦以上；青海省清潔能源裝機突破8200萬千瓦，新增清潔能源裝機將接近1500萬千瓦；甘肅省力爭新能源并網(wǎng)裝機突破8000萬千瓦，反推新能源新增裝機將超過1200萬千瓦。粗略計算，僅上述省、區(qū)新增的清潔能源裝機目標就接近2億千瓦。

因此，為了確保這些目標的實現(xiàn)，各省應該按照本省的新能源規(guī)劃目標，以及已經(jīng)投產(chǎn)和下一年度（未來12個月）將完工投產(chǎn)的裝機容量，參考當?shù)叵嗤Y源條件下的風光電站平均利用小時數(shù)，測算出預計總的發(fā)電量，再考慮“136號文件”中強調(diào)的“單個項目申請納入機制的電量，可適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量”的要求，以及保證一定程度的競爭（不能所有項目、所有發(fā)電量都能享受機制電價，否則就失去競價的意義了），分別給定一個合理的折減比例，最終確定每年新增納入機制的電量總規(guī)模。例如：某省，根據(jù)規(guī)劃目標和各企業(yè)已完工項目和開工建設(shè)項目情況，已有100萬千瓦風電和100萬千瓦光伏項目完成并網(wǎng)，預計年底還有900萬千瓦風電項目和500萬千瓦光伏項目可以完工并網(wǎng)，根據(jù)每個項目具體場址的資源條件，風電年平均發(fā)電利用小時數(shù)3000小時，光伏年平均發(fā)電利用小時數(shù)1200小時，測算出預計的總發(fā)電量=（900+100）萬千瓦×3000小時+（500+100）萬千瓦×1200小時=372億千瓦時?？紤]單個項目納入機制電量的比例為90%，為了保證一定程度的競爭，再設(shè)定90%比例，得出下一年度納入新增納入機制的電量總規(guī)模為372億千瓦時×90%×90%=301.32億千瓦時。

1.3 新能源產(chǎn)業(yè)對地方經(jīng)濟增長的帶動，對地方稅收就業(yè)的貢獻，產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的需要

2024年，全國新能源行業(yè)產(chǎn)值約2.2萬億元，直接就業(yè)人數(shù)超300萬人，減少二氧化碳排放約18.6億噸。新能源行業(yè)已經(jīng)成為重要的戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，是重要的新質(zhì)生產(chǎn)力，是綠色轉(zhuǎn)型發(fā)展的新引擎。風電光伏已經(jīng)成為很多地方經(jīng)濟的重要支柱產(chǎn)業(yè)。因此，各省在確定“年度納入機制電量的總規(guī)模”時，要把支持新能源產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展，作為重要考量因素。各地資源稟賦不同，產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)不同，發(fā)展目標也不同，不同技術(shù)類型的新能源造價成本也不同，要支持哪些產(chǎn)業(yè)、支持的力度大小，需要因地制宜。所以不同技術(shù)類型的新能源，需要分類確定電量規(guī)模，分類組織競價。比如，可以按照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定電量規(guī)模，分類競價。

目前，遼寧、廣東、山東、江蘇、廣西等沿海省份都在加大海上風電資源開發(fā)利用，致力于提高能源自給率，盡快實現(xiàn)碳達峰、碳中和，并帶動當?shù)禺a(chǎn)業(yè)的發(fā)展，打造千億產(chǎn)業(yè)集群。海上風電發(fā)展正處于從近海走向深遠海的關(guān)鍵時期，造價和成本遠高于陸上風電和光伏。只有保持一定的裝機規(guī)模，才能通過市場拉動，促進技術(shù)進步，實現(xiàn)成本的進一步下降。因此，各省在確定“年度納入機制電量的總規(guī)?！睍r，要把海上風電單獨分類。根據(jù)各省的海上風電發(fā)展規(guī)劃，以及前期經(jīng)過競配確定的項目容量，來確定海上風電項目的機制電量規(guī)模。例如：遼寧省在今年年初，通過競配確定了700萬千瓦省管海域的海上風電項目開發(fā)企業(yè)。假定這些項目在2027年12月全部并網(wǎng)完工，年平均發(fā)電小時數(shù)2800小時，如果確定單個項目進入機制電價的發(fā)電量上限為其年發(fā)電量的90%，這批項目可以在2026年組織機制電價的競價工作。因此，2027年年度機制電量的總規(guī)模中，應該單獨確定700萬千瓦×2800小時×90%=176.4億千瓦時的規(guī)模電量，作為海上風電項目競價的電量盤子，這樣才能確保這些項目的順利實施。否則，沒有一定“機制電量”的保證，這些項目前期投資決策失去了依據(jù)，有可能造成項目擱置，影響遼寧全省海上風電裝機目標的實現(xiàn)，影響整個海上風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展，甚至影響遼寧通過海上風電帶動老工業(yè)基地轉(zhuǎn)型發(fā)展戰(zhàn)略目標的實現(xiàn)。廣東、江蘇、廣西、山東都有同樣的情況，均應該按照這種方式，分類確定電量規(guī)模，才能堅定開發(fā)企業(yè)的信心，維護國企投資決策的合規(guī)性，確保項目如期投產(chǎn)。

國家發(fā)展改革委、國家能源局、農(nóng)村農(nóng)業(yè)部在2024年4月聯(lián)合發(fā)布“關(guān)于組織開展千鄉(xiāng)萬村馭風行動的通知”，旨在通過鄉(xiāng)村風電開發(fā)建設(shè)助力鄉(xiāng)村振興。截至目前，已經(jīng)有15省，出臺了具體實施方案（含征求意見稿），批準項目規(guī)模超1300萬千瓦。鑒于項目收入將作為村集體經(jīng)濟收入的重要來源，事關(guān)中央鄉(xiāng)村振興戰(zhàn)略的實施，已經(jīng)批準的項目和下一步還將開展的項目，應該給予優(yōu)先傾斜，全部電量納入機制電量，機制電價可以按照平均造價水平、各地資源情況和合理的全投資內(nèi)部收益率（IRR）確定（上限不高于當?shù)孛弘娀鶞蕛r）。

1.4 本地區(qū)電力系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)，電力消費結(jié)構(gòu)和趨勢，新能源消納情況

為了實現(xiàn)碳達峰、碳中和目標，電力系統(tǒng)率先脫碳，是全社會實現(xiàn)碳中和的基礎(chǔ)。這就要求新能源從補充能源逐步成為主體能源。有關(guān)研究綜述顯示：風光的裝機容量只有達到最大負荷的3～8倍，才能夠既滿足每時每刻的電力需求，又實現(xiàn)電力部門溫室氣體減排80%以上。構(gòu)建新能源為主體的新型電力系統(tǒng)面臨一系列挑戰(zhàn)。其中最重要的工作是，通過市場機制和技術(shù)創(chuàng)新，不斷增強系統(tǒng)靈活性，以應對風光出力波動性帶來的功率平衡問題。除了擴大電網(wǎng)平衡范圍；建設(shè)各類儲能設(shè)施；電力與工業(yè)、交通、建筑部門的進一步耦合；需求側(cè)靈活性（智慧能源系統(tǒng)）；電力燃料化等等之外，合理規(guī)劃風光裝機配比是目前被廣泛忽略，又極具現(xiàn)實和長遠價值，可以快速緩解某些地區(qū)消納瓶頸的重要手段。具體研究結(jié)論和規(guī)劃方法，可以參考國家電網(wǎng)西北公司范越等的論文《風光配比對系統(tǒng)的影響及規(guī)劃建議》【1】，結(jié)論是2030年西北地區(qū)風光最佳配比是3：1；中國電力科學研究院李湃等的論文《基于源荷匹配的區(qū)域電網(wǎng)風光儲容量配比優(yōu)化方法》【2】 ，結(jié)論是選取的某地區(qū)，風光最優(yōu)配比是5.7：1。目前全國很多地區(qū)，風光配比明顯是與最優(yōu)結(jié)構(gòu)相反的。因此，此次“136號文件”也為各地區(qū)調(diào)整新能源結(jié)構(gòu)，使其達到最優(yōu)比，提供了手段。

1.5 “雙碳”目標

聯(lián)合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）研究認為，為把全球升溫控制在1.5℃左右，2050年可再生能源應占電力供應的70%～85%。國際能源署（IEA）、國際可再生能源署（IRENA）等機構(gòu)的研究也指出，2050年全球85%～90%的發(fā)電將來自可再生能源。2023年中美關(guān)于加強合作應對氣候危機的陽光之鄉(xiāng)聲明、第二十八屆聯(lián)合國氣候變化大會的全球可再生能源和能源效率承諾，均提出努力爭取到2030年全球可再生能源裝機增至3倍。原國家能源局局長章建華發(fā)表署名文章指出：風電光伏是新能源發(fā)展的主體。2060年前實現(xiàn)碳中和，我國風電光伏裝機規(guī)模將達到50億千瓦以上，約是目前裝機總量的5倍。清華大學碳中和研究院發(fā)布的《中國碳中和目標下的風光技術(shù)展望》報告指出，在碳中和目標下，預計到2030年我國風光總裝機容量有望達到22～24億千瓦，2060年達到55～76億千瓦。要實現(xiàn)上述測算目標，無疑新能源裝機還需要保持持續(xù)增長。

目前新能源技術(shù)還在不斷進步，電力市場還在完善中，綠色電力消費還處于起步階段，新能源項目從“保量保價”過渡到全部進入市場，尚需一段過渡期。中國新能源產(chǎn)業(yè)，從無到有，從小到大，從跟隨到引領(lǐng)，發(fā)展成全球首屈一指的戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)，其中最大的驅(qū)動力就是“可再生能源法”以及一系列與時俱進的政策措施。“136號文件”也是一樣，各省只有因地制宜，將足夠規(guī)模的新能源電量納入“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”，才能實現(xiàn)新能源健康持續(xù)發(fā)展。否則，很可能造成新能源行業(yè)的硬著陸，裝機規(guī)模斷崖式下降，使產(chǎn)業(yè)發(fā)展半途而廢，錯失難得的發(fā)展機遇。

1.6 對終端電價的影響

“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”產(chǎn)生的差價，由電網(wǎng)企業(yè)開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。各地政府部門非常擔心納入“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”的電量多了，會導致系統(tǒng)運行費用增加，致使系統(tǒng)運行費用賬戶出現(xiàn)大面積虧損，需要通過工商業(yè)用戶分攤，最終導致工商業(yè)電價上漲。

回答上述“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”會對工商業(yè)用戶電價產(chǎn)生什么樣的影響，我們可以從兩個視角來看，一是根據(jù)市場交易情況，看差價結(jié)算結(jié)果是正值，可以補貼系統(tǒng)運行費用；還是負值，增加了系統(tǒng)運行費用的負擔？另一個視角是更本質(zhì)的問題，隨著可再生能源并網(wǎng)規(guī)模的增加，會如何影響終端電價？

1.6.1 差價結(jié)算是正還是負？

按照“136號文件”規(guī)定，差價結(jié)算費用=機制電量×（市場交易均價-機制電價）。在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定；電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側(cè)中長期交易同類項目加權(quán)平均價格確定。所以，差價結(jié)算正負取決于市場交易均價和機制電價的差。

我們假定機制電價，分別是各地煤電基準電價和根據(jù)各地新能源造價水平，資源情況（決定年發(fā)電量），合理的全投資內(nèi)部收益率（IRR）6%，推算出的電價，即鎖定合理收益反推電價，我們姑且稱為“合理收益電價”。應該注意這個“合理收益電價”假設(shè)的造價水平是不包含“非技術(shù)成本”的。目前，各地區(qū)多多少少都存在給新能源攤派非技術(shù)成本的行為。各省在確定“機制電價”的時候，要考慮這些已經(jīng)為本省作出貢獻項目的情況，合理確定“機制電價”，否則會嚴重影響這些項目的收益預期。當然，“136號文件”出臺后，各省應該考慮各種非技術(shù)成本的攤派會帶來的負面影響，按照中央要求取消各種攤派，讓新能源回歸到發(fā)電的本質(zhì)，靠發(fā)電本身為當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展和實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型作貢獻。

我們收集了2024年部分省份的風電光伏實時市場交易均價，中長期交易均價（風電光伏沒有進入中長期市場的，按照發(fā)電側(cè)煤電中長期加權(quán)平均價格確定），各地煤電基準電價，跟上述兩種假定的機制電價對比見表三。

測算邊界條件：發(fā)電小時數(shù)不考慮限電因素、造價不包含非技術(shù)成本；

煤電邊際成本，參考備注【3】；

資料來源：國家氣象局、國家電投《新能源電站單位千瓦造價標準值（2024）》、鑒衡認證。

從表三可以得出結(jié)論：

1） 按照目前市場交易情況：

——如果按照煤電基準電價作為機制電價，除少數(shù)區(qū)域外，大部分區(qū)域差價結(jié)算是負值，會導致工商業(yè)電價上漲。

——如果按照風電光伏“合理收益電價”作為機制電價，大部分地區(qū)是正值，不會導致工商業(yè)電價上漲，還會為系統(tǒng)運行費用增加盈余，可以進一步補貼輔助服務(wù)，或者降低工商業(yè)電價。

2）隨著風電光伏并網(wǎng)規(guī)模的增加，風電光伏實時市場交易均價理論上會不斷下降，會不會最終導致市場交易均價小于“合理收益電價”，從而使差價結(jié)算變?yōu)樨撝担?/p>

目前，我國煤電發(fā)電量占比仍高達60%，風光發(fā)電量占比較大的地區(qū)也只有20%～30%，所以在現(xiàn)貨市場上，絕大部分時間邊際機組都應該是煤電機組。因此煤電機組是邊際機組的時候，按照邊際成本定價的市場規(guī)則，出清價格至少是煤電的邊際成本。參見表三，煤電邊際成本比風電光伏“鎖定合理收益率反推電價”高1～2毛左右。因此，如果機制電價按照“鎖定合理收益反推電價”確定，系統(tǒng)運行費用賬戶就是盈余的。正如張樹偉博士在其“中國試水新能源價格新機制，電力部門脫碳加速？”文章中闡述的：“在山東市場，煤電發(fā)電量占比仍高達70%，在大多數(shù)時間，煤電機組應該是決定市場邊際成本的主導因素。由于煤電的邊際成本通常是大于零的（因為燃料、運維成本較高），理論上市場電價也應該保持一個正值。但現(xiàn)貨市場出現(xiàn)過連續(xù)十幾個小時的負電價。這是煤電通過長期合同鎖定80%以上的發(fā)電量與高價格，現(xiàn)貨市場規(guī)模受限，新能源進入“自我彼此競爭”的雙邊交易。造成現(xiàn)貨小市場維持“余量”市場，造成風光發(fā)電時段電價長期低迷，大幅低于機制電價?！边@種情況不扭轉(zhuǎn)，市場規(guī)則不進一步完善，一定會導致系統(tǒng)運行費用大幅上漲，由工商業(yè)用戶分攤，最終導致工商業(yè)電價上漲。因此，“136號文件”能否落實好，不僅取決于該文件本身，還需要電力市場規(guī)則的修訂完善。

1.6.2 可再生能源并網(wǎng)規(guī)模的增加，會導致終端電價的上漲還是下降？

關(guān)于這個問題，我們可以借鑒德國可再生能源并網(wǎng)規(guī)模不斷增加，對終端電價帶來的影響。張樹偉博士在《轉(zhuǎn)型中的電力系統(tǒng)》一書中提到：“德國平均意義上的躉售電水平，在2008年之后，從60歐元/兆瓦時以上一路下跌，到2016年，平均已經(jīng)不到40歐元/兆瓦時，也就是3～4歐分/千瓦時的水平，在某些時段時不時出現(xiàn)負的電價水平。英國經(jīng)濟學人雜志的文章《How to lose half a trillion euros》生動地描述了這一過程。眾多文獻的檢驗表明，在當前的電源結(jié)構(gòu)下，可再生能源每增加100萬千瓦，市場的價格水平可能就跌落6～10歐元。

美國市場中，Weber和Woerman(2022)對得克薩斯州電力市場2012～2019年數(shù)據(jù)的回歸分析顯示：每增加1GWh的風力發(fā)電量，就會使批發(fā)電價平均下降0.26美分/kWh，而且這種影響在統(tǒng)計學上非常顯著。這與需求下降的效應基本相同。進一步逐小時分別回歸顯示：價格影響的大小是由化石能源機組供應曲線的邊際斜率決定的，在剩余需求較大（風光出力不足）的時候，價格影響更大。

那么，消費者從下降的電價中會得到好處嗎？對整體電力消費者而言，短期內(nèi)答案無疑是肯定的。因為可再生能源大量的利潤從德國發(fā)電商轉(zhuǎn)移到了用電用戶。

2008～2015年，德國電力批發(fā)市場現(xiàn)貨價格下降超過50%，從70～80歐元/MWh的水平下降到了不足30歐元/MWh。原因是多方面的，包括2008年世界金融危機之后能源價格的低迷（可以解釋價格下降超過1/4）,經(jīng)濟因素造成的需求不振與碳價格的走低（可以解釋超過1/4），以及我們在本章分析的可再生能源的“調(diào)度次序”效應，貢獻也超過1/4。2016～2019年則有所反彈，其反彈也是多種因素作用的結(jié)果，包括天氣造成的可再生能源出力減少，以及同期的碳市場價格越來越高，達到明顯的50歐元～100/噸的水平?！?/p>

圖一：德國批發(fā)市場電價下降50%以上的貢獻因素

由上可見，我國新能源發(fā)電量占比遠沒有達到德國風光發(fā)電量占比47%的程度，遠沒有達到因為新能源并網(wǎng)規(guī)模增加，導致系統(tǒng)成本的大幅度增加的程度。因此，新能源度電成本已經(jīng)遠低于煤電機組，新能源電量參與現(xiàn)貨市場交易，一定會降低市場交易電價，降低終端用戶電價水平。新能源紅利能否傳導到終端用戶，關(guān)鍵是市場規(guī)則的設(shè)計和制定。

總之，發(fā)展新能源不僅不會導致終端電價的上漲，反而是保障電價長期穩(wěn)定，規(guī)避化石能源價格劇烈波動的穩(wěn)定器。

2.如何確定具體增量項目的機制電價和機制電量

“136號文件”規(guī)定：“2025年6月1日起投產(chǎn)的新能源增量項目，機制電價，由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術(shù)類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限?！?/p>

具體項目的機制電價和機制電量需要通過競價的方式來確定。關(guān)于競價的具體操作，有如下幾方面內(nèi)容需要通過實施細則予以明確：

2.1 參與競價的項目資格條件、競價工作組織頻率、失信的懲罰機制

文件規(guī)定“已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價”。

關(guān)于“投產(chǎn)”，各省需要明確定義，避免今后產(chǎn)生爭議，就像2019年取消補貼的政策文件中對“并網(wǎng)”，沒有明確的定義，導致產(chǎn)生不同的理解，因涉及眾多項目能否拿到補貼，造成很大的矛盾。所以，規(guī)定清楚“投產(chǎn)”是“項目批準容量全部建成并網(wǎng)”，還是其他，非常必要。

因新能源建設(shè)速度較快，文件允許“未來12個月內(nèi)投產(chǎn)”的項目參與競價，投資企業(yè)可以在開工前或投資決策前，明確是否能享受機制電價政策，可以減少投資收益的不確定性，有助于堅定企業(yè)的信心，提高企業(yè)投資新能源項目的積極性。但需要注意的是，如果入選項目未能如期投產(chǎn)怎么解決，“136號文件”規(guī)定，機制電價政策執(zhí)行的期限，從項目申報的投產(chǎn)日期開始計算。項目如果不能如期投產(chǎn)，會減少項目享受機制電價政策的時間，扣除延期時間對應的機制電量。比如某項目通過競價確定的機制電量總數(shù)是2000萬千瓦時，項目投產(chǎn)時間延期半年，則該項目享受機制電量的總數(shù)，要扣除1000萬千瓦時。除了這個之外，是不是還需要其他懲罰措施，比如規(guī)定可以延遲的期限（半年？九個月？），過了期限取消資格，甚至投資主體一段時間內(nèi)不能參與新項目的競價。制定一定的懲罰措施，是為了避免企業(yè)拿不具備建設(shè)條件的項目參與競價，擾亂競價秩序，導致價格失真，并且浪費指標，影響新能源項目建設(shè)規(guī)模。

關(guān)于開展競價工作的頻次，各地可根據(jù)本地區(qū)新能源項目規(guī)劃核準備案情況和開發(fā)節(jié)奏，多次組織、隨時組織。

2.2 確定機制電量、機制電價的基本原則和方法

“136號文件”規(guī)定：競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。

參與競價的項目報量報價，將所有項目按申報價格由低到高排序，直至滿足此次競價確定的總機制電量規(guī)模。按照邊際出清的方式確定出清價格，即最后一個入選項目的申報價格作為此次競價的機制電價，但不得高于競價上限。例如：某省2026年組織競價工作，根據(jù)發(fā)展需要，按照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定了總機制電量規(guī)模。我們僅拿陸上風電為例，比如此次競價確定的陸上風電總機制電量規(guī)模100億千瓦時，競價上限0.35元/千瓦時。共有ABCDEF六個項目參與競價，A項目申報電量20億千瓦時，電價0.25元/千瓦時；B項目申報電量10億千瓦時，電價0.26元/千瓦時；C項目申報電量35億千瓦時，電價0.28元/千瓦時；D項目申報電量20億千瓦時，電價0.29元/千瓦時；E項目申報電量30億千瓦時，電價0.3元/千瓦時；F項目申報電量15億千瓦時，電價0.32元/千瓦時。按照邊際出清的規(guī)則，ABCD項目按照自己的申報電量入選，但他們的總電量加總85億千瓦時，比機制電量總規(guī)模還差15億千瓦時，則項目E可以有15億千瓦時電量入選，F(xiàn)項目不入選，但保留其參加后續(xù)競價的資格。最終機制電價按照項目E的申報價格0.3元/千瓦時確定。邊際出清價格不能高于最高限價。

邊際出清是確定機制電量和電價的基本原則和方法，但其中有些具體問題還需要進一步明確：

2.2.1 參與競價的單個項目如何申報電量

“136號文件”規(guī)定單個項目申請納入機制的電量“可適當?shù)陀谄淙堪l(fā)電量”，各省可以根據(jù)新能源項目技術(shù)成熟度、成本造價、發(fā)展需要、發(fā)電量預測偏差、省內(nèi)項目競爭程度確定單個項目的申報電量的最高比例，比如80%～90%。例如：某風電項目的裝機容量是50萬千瓦，當?shù)赝愘Y源區(qū)風電項目平均發(fā)電利用小時數(shù)是3000小時，則該風電項目預測發(fā)電量為15億千瓦時（50萬千瓦×3000小時）。如果規(guī)定的最高申報電量比例上限為85%，則該風電項目申報的電量上限為12.75億千瓦時（15億千瓦時×85%）。

目前，海上風電造價水平較高，發(fā)電量不確定性高，投資風險較大，產(chǎn)業(yè)處于技術(shù)創(chuàng)新和成本下降的關(guān)鍵期，需要重點扶持。因此，對于海上風電項目，單個項目允許申報的電量比例可以適當加大，至少90%。

2.2.2 當邊際項目的電量不能全部入選時，如何操作

邊際項目的申報電量加總后，很難正好與總機制電量規(guī)模一致。會有幾種各不同的情景，舉例說明如下：

情景一：某省風電競價規(guī)模為100億千瓦時，競價上限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.33元/千瓦時。根據(jù)競價原則，機制電價為風電場C申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時、風電場C申報的25億千瓦時全部納入機制。風電場D不納入機制，保留其參加后續(xù)競價的資格。

情景二：某省風電競價規(guī)模為100億千瓦時，競價上限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時。根據(jù)競價原則，機制電價為風電場C和風電場D共同申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時全部納入機制，減去風電場A和B申報的75億千瓦時，機制電量規(guī)模還剩余25億千瓦時。如何在風電場C和D之間分配？

情景二出現(xiàn)了邊際項目的申報電量不能全部納入的情況。極端情況下，對于邊際項目，還剩極少可以分配的機制電量，與該項目申報電量差距很大。比如風電場D，如果享受的機制電量遠遠小于其申報電量，會導致該項目的收益不確定性增大，影響投資決策，針對這種情況，需要制定妥善的處理辦法。

比如，允許其可自主選擇按競價結(jié)果執(zhí)行或者退出本次競價。一旦項目選擇退出，則出現(xiàn)競價產(chǎn)生的電量規(guī)模低于事前確定的總規(guī)模的情況。情景二中，如果風電場C和D均選擇退出本次競價，則此次競價產(chǎn)生的電量規(guī)模比確定的100億千瓦時的總規(guī)模，減少了25億千瓦時。

另外的方式是將該項目申報電量全部納入機制，結(jié)果是競價產(chǎn)生的電量規(guī)模大于競價規(guī)模。情景二中，如果風電場C和D申報電量全部納入，則此次競價產(chǎn)生的電量規(guī)模增至200億千瓦時。如果增加的機制電量很大，可以在下一次競價，確定總機制電量規(guī)模時，適當減少。

還可以按他們申報電量的比例進行分配，風電場C有5億千瓦時，風電場D有20億千瓦時入選，風電場C和D可以自選是不是接受這種分配方式。

總之，如何平衡邊際項目的電量和總規(guī)模電量，需要拿出具體的辦法，才能確保競價工作公平科學合理。降低投資企業(yè)的不確定性風險，維護投資企業(yè)的積極性。

3.入選項目如何進行差價結(jié)算

針對單個項目的差價結(jié)算，文件規(guī)定“對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定；電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側(cè)中長期交易同類項目加權(quán)平均價格確定?！?/p>

即，月度差價結(jié)算費用=當月分解的機制電量×（機制電價-當月市場交易均價），當單個項目在現(xiàn)貨市場獲得的交易均價高于機制電價時，電力企業(yè)退回相應費用給電網(wǎng)公司；在現(xiàn)貨市場獲得的交易均價低于機制電價時，電網(wǎng)公司負責補償相應費用。電網(wǎng)公司結(jié)算后納入系統(tǒng)運行費用。這里面需要注意的是，作為結(jié)算的參考電價（市場交易均價），不是單個項目自己本身的市場交易均價，是所有同類項目的當月市場交易加權(quán)均價。完成月度差價結(jié)算工作，需要確定如下事項：

3.1 單個項目年度機制電量如何分解到月度

簡便易行的方式，就是制定一個比例，每月按照單個項目實際上網(wǎng)電量乘以該比例，作為月度結(jié)算的機制電量。這個比例可以每個月都一樣，也可以每月單獨確定。但無論何種方式，12個月內(nèi)，月度結(jié)算的機制電量累計達到年度機制電量時，當月超過部分及后續(xù)月份不再執(zhí)行機制電價。如果12個月累計未達到年度機制電量，缺額部分將不再予以清算，不跨年滾動。

（1）每月按照統(tǒng)一比例結(jié)算，該比例可以是競價確定的機制電量與預測的年總發(fā)電量的比值。月度結(jié)算機制電量等于各月實際上網(wǎng)電量與該比例的乘積。

例如，某風電項目競價確定的年度機制電量12億千瓦時，預測年總發(fā)電量15億千瓦時，則每月結(jié)算的機制電量，是當月實際發(fā)電量的80%。

下表數(shù)據(jù)展示實際上網(wǎng)電量超過預測電量的情況，1-10月按所有上網(wǎng)電量的 80%計算，到11月份僅需要0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部分以及12月電量將停止執(zhí)行。

下表數(shù)據(jù)展示小風年或者市場交易導致實際上網(wǎng)電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.88億千瓦時進入機制電量，不足12億千瓦時的1.12億千瓦時（=12-10.88億千瓦時）部分不再滾動至下一年。

（2）投資企業(yè)和政府事先確定各月比例，月度結(jié)算的機制電量等于各月實際上網(wǎng)電量與給定的各月比例的乘積。

例如，某風電項目年度機制電量12億千瓦時，各月度比例事先確定。

下表數(shù)據(jù)展示實際上網(wǎng)電量超過預測電量的情況，1-10月所有上網(wǎng)電量均按事先確定的百分比計入，到11月僅需要0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部分以及12月電量將停止執(zhí)行。

下表數(shù)據(jù)展示小風年或者市場交易導致實際上網(wǎng)電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.91億千瓦時進入機制電量，不足12億千瓦時的1.09億千瓦時(=12-10.91 億千瓦時)部分不不再滾動至下一年。

（3）為避免由于設(shè)置比例而導致實際上網(wǎng)電量超過12億千瓦時而納入機制電量小于12億千瓦時的情況，可選擇每月按照全部電量計入，直到達到12億千瓦時為止。

如果出現(xiàn)實際上網(wǎng)電量小于12億千瓦時的情況，企業(yè)還是要自認損失，不向下一年滾動。

3.2 如何確定差價結(jié)算的參考價（市場交易均價）

“136號文件”規(guī)定，在電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，將同類項目的月度發(fā)電側(cè)實時市場加權(quán)平均價格，作為結(jié)算的參考價。

舉例說明：某省電力現(xiàn)貨連續(xù)運行，假設(shè)全省共有A、B、C、D 4個風電場，分別位于不同節(jié)點。某月，A風電場實時市場加權(quán)平均電價是0.2元/千瓦時，實際上網(wǎng)電量2.5億千瓦時；B風電場實時市場加權(quán)平均電價是0.25元/千瓦時，實際上網(wǎng)電量2.5億千瓦時；C風電場實時市場加權(quán)平均電價是0.3元/千瓦時，實際上網(wǎng)電量2億千瓦時；D風電場實時市場加權(quán)平均電價是0.35元/千瓦時，實際上網(wǎng)電量2億千瓦時。當月本省風電項目的結(jié)算參考價是：（0.2×2.5+0.25×2.5+0.3×2+0.35×2）/（2.5+2.5+2+2）=0.27元/千瓦時。每個項目該月結(jié)算的費用分別是：

（1）假定機制電價是0.25元/千瓦時，每個項目的月度機制電量都是1.5億千瓦時，每度電結(jié)算差價是0.25-0.27=-0.02元/千瓦時。所有風電場都應該退還一部分費用，A風電場機制電量的結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.2-0.02）元/千瓦時=2700萬元；B風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.25-0.02）元/千瓦時=3450萬元；C風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.3-0.02）元/千瓦時=4200萬元；D風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.35-0.02）元/千瓦時=4950萬元。

（2）假定機制電價是0.3元/千瓦時，每個項目的月度機制電量都是1.5億千瓦時，每度電結(jié)算差價是0.3-0.27=0.03元/千瓦時。所有風電場都可以獲得補償，A風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.2+0.03）元/千瓦時=3450萬元；B風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.25+0.03）元/千瓦時=4200萬元；C風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.3+0.03）元/千瓦時=4950萬元；D風電場機制電量結(jié)算費用=1.5億千瓦時×（0.35+0.03）元/千瓦時=5700萬元。

電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，將交易活躍周期的發(fā)電側(cè)中長期交易同類項目加權(quán)平均價格作為參考價。結(jié)算辦法跟上述現(xiàn)貨連續(xù)運行期一樣。

3.3 綠色電力證書歸屬

“136號文件”明確提出納入機制的電量“不重復獲得綠證收益”，這部分綠電的環(huán)境收益理論上應該歸屬承擔差價結(jié)算費用的工商業(yè)用戶，但如何分配和使用，需要各省進一步明確。

4. 如何確定執(zhí)行期限、開始執(zhí)行時間

“136號文件”規(guī)定增量項目，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定。目前，各省新能源項目回收初始投資的時間基本在8～12年，各省可根據(jù)本地實際情況，分別確定海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏的執(zhí)行期限。納入機制的新能源項目可以在執(zhí)行期內(nèi)自主選擇退出，但退出之后，不能再次進入機制。執(zhí)行期內(nèi)新能源項目機制電量每年是否可以自主調(diào)整？對于2015年6月1日前投產(chǎn)的存量項目文件規(guī)定可以，每年在機制電量規(guī)模范圍內(nèi)可以減少，但不得高于上一年。對于新增項目，文件沒有明確規(guī)定，需要各省在實施方案中確定。

文件規(guī)定執(zhí)行機制電價的起始時間按項目申報的投產(chǎn)時間確定。但是，項目實際的投產(chǎn)時間與其申報的投產(chǎn)時間不一致時，如何處理需要確定。如項目提前投產(chǎn)，則按項目申報的投產(chǎn)時間開始執(zhí)行，執(zhí)行期限時長不變。如項目未按期投產(chǎn)，則從實際投產(chǎn)日期開始執(zhí)行，實際投產(chǎn)日期前覆蓋的機制電量自動失效。此種情況下，執(zhí)行期限仍然從申報的投產(chǎn)時間開始計算且保持不變，即項目實際的執(zhí)行期限縮短，會減少享受機制電量的規(guī)模。

5. 其他需要明確的問題：

5.1 競價上限和競價下限如何確定？

（1）競價上限按照文件規(guī)定，考慮合理成本收益，綠色價值，電力供需形勢，用戶承受能力等因素確定。為了跟原有政策銜接，政策實施初期可考慮以當?shù)孛弘娀鶞蕛r作為上限。

（2）競價下限按照文件規(guī)定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定。因此競價下限可以按照海上風電，陸上風電，集中式光伏，分布式光伏，等不同技術(shù)類型的平準化度電成本（LCOE）確定。

5.2 取消“強制配儲”能否有效貫徹實施

各省新能源場站“強制配儲”政策實施以來問題凸顯，尤其是利用率不高，很多項目淪為“曬太陽工程”?！皬娭婆鋬Α睅恿藘δ茉O(shè)備市場快速增長，但“建而無用”引發(fā)低質(zhì)低價無序競爭，造成利弊驅(qū)逐良幣，最終影響儲能行業(yè)技術(shù)進步和可持續(xù)發(fā)展?！皬娕鋬δ堋蓖顿Y效率低下，很多項目純屬投資浪費，無謂增加了新能源投資企業(yè)的負擔。儲能實現(xiàn)其應有的價值，還需要建立市場機制，通過市場化方式不斷增加儲能市場規(guī)模，才能實現(xiàn)儲能行業(yè)的健康發(fā)展。

“136號文件”針對“強配儲能”的諸多問題，規(guī)定“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件”。無疑為新能源企業(yè)減負的同時，也為儲能行業(yè)市場化發(fā)展指明了方向?！?36號文件”發(fā)布后，貴州、云南、廣東肇慶高要區(qū)分別發(fā)文，繼續(xù)強制要求新能源項目配置儲能。這些與中央不一致的政策文件的發(fā)布，能不能及時取締，取消“強制配儲”政策能不能有效落實，取決于各省政府部門的正確認識和政治覺悟。否則，將會影響“136號文件”的具體實施。

5.3 取消新能源不合理分攤費用

目前，各地區(qū)都出臺了“電力并網(wǎng)運行管理實施細則”和“電力輔助服務(wù)管理實施細則”。2024年2月7日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布了“建立健全電力輔助服務(wù)市場價格機制的通知”（發(fā)改價格[2024]196號）。這些政策文件，都規(guī)定了新能源項目要承擔的輔助服務(wù)費用。新能源電量全部進入電力市場，從所謂的“未參與電能量市場交易的上網(wǎng)電量”，變?yōu)榕c煤電同等地位的“市場化”電量。按照“發(fā)改價格（2024）196號”文件和“136號文件”，這些輔助服務(wù)費用，就不能再給新能源項目攤派。各地區(qū)對新能源項目分攤費用不盡相同，如何確定哪些費用屬于不合理分攤費用，需要相關(guān)政府部門認真梳理，按照公平合理的方式統(tǒng)一規(guī)范，新能源項目在這些方面要與煤電一視同仁。

三、各部門協(xié)同是“136號文件”實現(xiàn)預期目標的基礎(chǔ)

“136號文件”在保障措施章節(jié)中，著重強調(diào)要強化政策協(xié)同。新能源市場化改革，涉及各省價格主管部門，能源主管部門，電力運行主管部門，涉及電力市場規(guī)則的具體設(shè)計制定，涉及新能源發(fā)展規(guī)劃目標的落實，涉及新能源產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展，涉及我國能源轉(zhuǎn)型和能源安全，涉及黨中央國務(wù)院碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)，影響不可謂不大。但不同部門都有著各自的視角和政策目標，關(guān)注的方面也不盡相同，政策落實過程中，難免產(chǎn)生沖突和矛盾。如果缺乏協(xié)同，各自為政，難免導致政策偏離目標。因此，各省政府應該統(tǒng)一組織，成立由各個部門共同參與的細則起草和落實工作組，才能使這項意義重大、影響深遠的政策實現(xiàn)初衷，促進新能源健康持續(xù)發(fā)展。

備注：

[1] 范越,李永萊,舒印彪等，新型電力系統(tǒng)平衡構(gòu)建與安全穩(wěn)定關(guān)鍵技術(shù)初探，中國電機工程學報，2025,45

[2] 李湃, 方保民, 祁太元等，基于源-荷匹配的區(qū)域電網(wǎng)風/光/儲容量配比優(yōu)化方法， 中國電力，2022, 55

[3] 王瑋嘉 黃波等.量化電價與盈利彈性：“十五五”電價測算.微信公眾號‘華泰睿思’，2025-03-12.