中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局發(fā)布的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕136號(hào)，以下簡(jiǎn)稱(chēng)“136號(hào)文”）確立了“價(jià)格市場(chǎng)形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)”的總體思路，構(gòu)建起新能源全面入市的全國(guó)性核心框架，要求各地2025年底前出臺(tái)配套細(xì)則。
截至2025年12月31日，全國(guó)30地（除西藏和港澳臺(tái)地區(qū)外）均已公開(kāi)各自“新能源上網(wǎng)電價(jià)改革”承接方案/實(shí)施細(xì)則，28地已啟動(dòng)新能源增量項(xiàng)目競(jìng)價(jià)工作（河南、貴州已發(fā)布競(jìng)價(jià)公告，但尚未公布結(jié)果），其中的25地完成了2025年競(jìng)價(jià)，8地完成了2026年競(jìng)價(jià)。各地配套細(xì)則總體呈現(xiàn)“穩(wěn)存量、促增量、強(qiáng)市場(chǎng)”的特征，在存量機(jī)制和增量競(jìng)價(jià)的共同作用下，一張覆蓋全國(guó)的新能源“價(jià)格版圖”正在展開(kāi)。新能源發(fā)展從“政策驅(qū)動(dòng)”向“市場(chǎng)驅(qū)動(dòng)”加速邁進(jìn)，不斷適配其從“補(bǔ)充能源”向“主體能源”的轉(zhuǎn)變。
一、各地136號(hào)文下的新能源量?jī)r(jià)概況
從現(xiàn)有政策內(nèi)容看，各地承接細(xì)則均以6月1日作為增量和存量項(xiàng)目分界點(diǎn)，并根據(jù)自身情況對(duì)機(jī)制電量、機(jī)制電價(jià)和執(zhí)行年限等進(jìn)行部署。其中，不論存量還是增量項(xiàng)目，各省對(duì)執(zhí)行年限設(shè)定僅存在細(xì)微差別，存量項(xiàng)目普遍采用取剩余全生命周期合理利用小時(shí)數(shù)和投產(chǎn)滿(mǎn)20年剩余較早者，增量項(xiàng)目按同類(lèi)型項(xiàng)目回收初始投資的平均期限確定。但對(duì)機(jī)制電量和電價(jià)安排則呈現(xiàn)顯著的區(qū)域分化特征。
對(duì)于存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)，各地普遍對(duì)標(biāo)當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)，保障平穩(wěn)過(guò)渡。存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)整體處于0.26-0.45元/千瓦時(shí)之間，平均值為0.364元/千瓦時(shí)（各省存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)與燃煤基準(zhǔn)價(jià)見(jiàn)圖1）。東部沿海地區(qū)、珠三角地區(qū)和中部部分地區(qū)的價(jià)格水平普遍較高，處于0.38-0.45元/千瓦時(shí)之間，其中湖南、廣東最高，分別為0.45、0.453元/千瓦時(shí)。而資源較好但用電需求較低的西北區(qū)域機(jī)制電價(jià)水平明顯低于其他地區(qū)，處在0.22-0.30元/千瓦時(shí)之間。全國(guó)12地的存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)高于當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)，其中貴州價(jià)差最大達(dá)+17.2%；僅安徽、青海兩地存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)低于當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)，青海0.227元/千瓦時(shí)的價(jià)格水平不僅為全國(guó)最低，低于燃煤基準(zhǔn)價(jià)30.1%的價(jià)差也是全國(guó)首位。
圖1 各地存量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)（元/千瓦時(shí)）
對(duì)于存量項(xiàng)目機(jī)制電量，各地根據(jù)自身市場(chǎng)建設(shè)和新能源發(fā)展，呈現(xiàn)出多樣化、差異化的特點(diǎn)。從項(xiàng)目類(lèi)型看，分布式項(xiàng)目受到關(guān)照，如安徽、河南、蒙東、寧夏、云南、江蘇均將分布式項(xiàng)目100%納入機(jī)制電量。集中式項(xiàng)目安排較為多樣，寧夏、湖南僅安排集中式項(xiàng)目10%、12.5%的機(jī)制電量；遼寧除特殊類(lèi)型外，未安排集中式項(xiàng)目的機(jī)制電量。從并網(wǎng)時(shí)間看，新老項(xiàng)目機(jī)制電量規(guī)模呈現(xiàn)梯度遞減趨勢(shì)，海南、云南都采用了典型的時(shí)間梯度法，為不同階段投產(chǎn)的項(xiàng)目設(shè)置了不同的規(guī)模比例。部分地區(qū)將項(xiàng)目分為補(bǔ)貼與平價(jià)兩類(lèi)。新疆明確補(bǔ)貼項(xiàng)目保障30%電量，平價(jià)項(xiàng)目為50%；云南明確享受財(cái)政補(bǔ)貼的集中式光伏，上網(wǎng)電價(jià)由市場(chǎng)交易形成，財(cái)政補(bǔ)貼繼續(xù)執(zhí)行國(guó)家相關(guān)政策標(biāo)準(zhǔn)。此外，廣東、重慶、上海等地設(shè)定了90%-100%不等的比例上限，黑龍江、山西、陜西則賦予項(xiàng)目自主確定比例的靈活性。
對(duì)于增量項(xiàng)目機(jī)制電價(jià)，25地電價(jià)整體呈現(xiàn)“東高西低、中部均衡”的三檔格局。第一檔是東部高電價(jià)區(qū)（0.36-0.4元/千瓦時(shí)），以上海、江蘇、浙江、廣東為代表。第二檔是中部均衡區(qū)（0.32-0.38元/千瓦時(shí)），涵蓋山西、江西、湖南、重慶等地。第三檔是西部低電價(jià)區(qū)（0.195-0.26元/千瓦時(shí)），包括甘肅、寧夏、新疆等西北省區(qū)。第一檔全國(guó)最高價(jià)的上海和第三檔全國(guó)最低價(jià)的甘肅價(jià)差超0.3元/千瓦時(shí)。風(fēng)、光出清價(jià)格不同的地區(qū)有11個(gè)，價(jià)差最大的是山東，僅湖南、冀北兩地光伏出清價(jià)格高于風(fēng)電。從競(jìng)價(jià)區(qū)間與燃煤標(biāo)桿電價(jià)維度來(lái)看，有14個(gè)地區(qū)競(jìng)價(jià)上限較燃煤標(biāo)桿電價(jià)下降，平均降幅約11%。從競(jìng)價(jià)區(qū)間與最終出清價(jià)格的維度來(lái)看，僅甘肅按競(jìng)價(jià)下限出清，其他多數(shù)地區(qū)出清價(jià)格位于競(jìng)價(jià)區(qū)間的中偏上區(qū)間，競(jìng)價(jià)上限較高的區(qū)域出清價(jià)格也較高。
圖2 各地機(jī)制電價(jià)競(jìng)價(jià)區(qū)間與出清價(jià)格
對(duì)于增量項(xiàng)目機(jī)制電量，存量指標(biāo)多、現(xiàn)貨價(jià)格低的區(qū)域電量競(jìng)爭(zhēng)激烈。各地安排機(jī)制電量規(guī)模合計(jì)2478.57億千瓦時(shí)，最終實(shí)際入圍電量1570.12億千瓦時(shí)，占比63.3%。從地域來(lái)看，新疆、河北、山東、江蘇、陜西、遼寧、河南、寧夏8地安排電量規(guī)模超過(guò)100億千瓦時(shí)，合計(jì)占全國(guó)機(jī)制電量總量的65.1%；8地實(shí)際入圍電量合計(jì)947.32億千瓦時(shí)，占全部入圍電量的60.3%。其中，新疆、陜西、寧夏、黑龍江、山西等地最終入圍電量與安排電量的總規(guī)模一致，機(jī)制電量利用率為100%；上海、天津的利用率最低，僅為24.5%和23.5%，其他大部分地區(qū)的利用率超過(guò)50%。從技術(shù)分類(lèi)看，風(fēng)電、光伏最終入圍電量規(guī)模分別為915億和655億千瓦時(shí)，風(fēng)電出清規(guī)模較大的是“三北”地區(qū)，光伏出清規(guī)模較大的有江蘇、廣東等負(fù)荷集中區(qū)。
圖3 各地機(jī)制電量計(jì)劃規(guī)模與入圍電量
二、新能源競(jìng)價(jià)的影響因素分析
各地不同的競(jìng)價(jià)機(jī)制設(shè)計(jì)整體反映了政策導(dǎo)向?qū)Ξ?dāng)?shù)刭Y源稟賦、消納條件、市場(chǎng)關(guān)系等因素的適應(yīng)性調(diào)整。在各區(qū)域供需形勢(shì)、新能源消納壓力、技術(shù)成本與市場(chǎng)規(guī)則的博弈下，政策工具和市場(chǎng)價(jià)格促進(jìn)新能源發(fā)展的協(xié)同性增強(qiáng)，價(jià)格信號(hào)對(duì)資源配置的導(dǎo)向作用凸顯。
一是資源稟賦決定電價(jià)的總體水平。從價(jià)格水平看，增量項(xiàng)目競(jìng)價(jià)電價(jià)呈現(xiàn)顯著分化格局。資源充足地區(qū)的電價(jià)水平更低。甘肅、新疆等西北省區(qū)作為我國(guó)風(fēng)光資源“富集區(qū)”，年均日照時(shí)數(shù)比南方高30%-50%，資源稟賦和土地價(jià)格優(yōu)勢(shì)使同等組件價(jià)格水平下，區(qū)域內(nèi)項(xiàng)目的發(fā)電成本顯著低于其他省區(qū)，市場(chǎng)價(jià)格的總體水平在全國(guó)也處在較低水平。負(fù)荷剛性強(qiáng)和資源均衡度高的地區(qū)電價(jià)支撐強(qiáng)。東南部地區(qū)資源條件一般，疊加土地費(fèi)用、接入條件等因素影響，廣東、江西的新能源成本較西北地區(qū)度電成本高0.05-0.1元/千瓦，且利用形式以分布式為主（廣東競(jìng)價(jià)項(xiàng)目全部為分布式，廣西分布式項(xiàng)目占比達(dá)99.5%），若無(wú)較高電價(jià)支撐，則難以形成合理收益。
二是消納能力加劇了競(jìng)價(jià)格局的東西分化。消納壓力大的地區(qū)競(jìng)價(jià)結(jié)果“量?jī)r(jià)雙低”。面對(duì)“源多荷少”、外送能力有限的供需形勢(shì)，甘肅通過(guò)“批次競(jìng)價(jià)”“風(fēng)光同價(jià)”等規(guī)則設(shè)計(jì)，競(jìng)價(jià)出清價(jià)格基本與發(fā)電成本持平，2025年全年機(jī)制電量配額合計(jì)僅占2024年全年新能源發(fā)電量的2.94%，引導(dǎo)新能源企業(yè)以低價(jià)換市場(chǎng)。消納壓力適中的地區(qū)以“量?jī)r(jià)調(diào)控”優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)。針對(duì)“光伏存量大、風(fēng)電有增量空間”的資源特點(diǎn)，以“促進(jìn)風(fēng)光協(xié)調(diào)發(fā)展”為明確目標(biāo)，新疆將機(jī)制電量規(guī)模作為主要調(diào)控工具，最終納入機(jī)制的風(fēng)電項(xiàng)目容量達(dá)到光伏項(xiàng)目的5.14倍，引導(dǎo)企業(yè)加大風(fēng)電投資；相似條件下，山東則選擇“量?jī)r(jià)雙控”的方式，將86%的機(jī)制電量配額分給風(fēng)電，并設(shè)計(jì)了高達(dá)42%的風(fēng)光價(jià)差率，促進(jìn)資源向風(fēng)電傾斜。消納能力強(qiáng)的地區(qū)通過(guò)“高電價(jià)、高保障”滿(mǎn)足市場(chǎng)的綠電剛需。由于具有高耗能負(fù)荷聚集或靈活消納能力強(qiáng)等優(yōu)勢(shì)，廣東、江西和云南等地設(shè)計(jì)了“高電價(jià)、高保障”的競(jìng)價(jià)機(jī)制，以更大力度吸引新能源投資開(kāi)發(fā)。
三是市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)格局和博弈策略也深刻影響競(jìng)價(jià)結(jié)果。機(jī)制電價(jià)競(jìng)價(jià)過(guò)程中，市場(chǎng)主體的類(lèi)型、數(shù)量及競(jìng)爭(zhēng)策略等，也是影響競(jìng)價(jià)結(jié)果的“動(dòng)態(tài)變量”。山東超3000個(gè)光伏項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)12.94億千瓦時(shí)機(jī)制電量，充足率高達(dá)300%，供遠(yuǎn)大于求，競(jìng)爭(zhēng)極為激烈。甘肅的首批機(jī)制電量?jī)H8.3億千瓦時(shí)，由61個(gè)項(xiàng)目參與競(jìng)標(biāo)，供需矛盾突出，企業(yè)普遍采取底價(jià)申報(bào)提高中標(biāo)概率，明顯拉低電價(jià)水平。而云南529個(gè)項(xiàng)目競(jìng)爭(zhēng)充足的機(jī)制電量，且高中標(biāo)率政策降低了競(jìng)爭(zhēng)激烈程度，因此最終入圍項(xiàng)目的電價(jià)水平也較高。廣東分配50億千瓦時(shí)機(jī)制電量，實(shí)際入圍46.5億千瓦時(shí)，競(jìng)價(jià)強(qiáng)度較為溫和，最終的機(jī)制電價(jià)水平也較高。
三、結(jié)論與建議
新能源競(jìng)價(jià)的量?jī)r(jià)分化，反映了各地政策對(duì)自身資源稟賦、消納能力、市場(chǎng)格局的差異化考量，平均收益率下降、價(jià)格不確定性風(fēng)險(xiǎn)上升成為新能源經(jīng)營(yíng)必須面對(duì)的新常態(tài)，不同區(qū)域、不同技術(shù)、不同項(xiàng)目之間的價(jià)格差異將加快推動(dòng)整個(gè)行業(yè)投資邏輯的進(jìn)一步重構(gòu)。為保障新能源穩(wěn)定有序入市，提出以下建議。
一是合理設(shè)計(jì)新能源有序入市的關(guān)鍵參數(shù)。堅(jiān)持“分類(lèi)施策”的基本原則，區(qū)分存量、增量項(xiàng)目，做好機(jī)制電價(jià)、電量規(guī)模等關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計(jì)。針對(duì)存量項(xiàng)目“平穩(wěn)過(guò)渡”需求，參數(shù)設(shè)計(jì)側(cè)重與原有補(bǔ)貼政策、燃煤基準(zhǔn)價(jià)的過(guò)渡銜接，減少政策調(diào)整對(duì)項(xiàng)目運(yùn)營(yíng)的沖擊；針對(duì)增量項(xiàng)目“激勵(lì)競(jìng)爭(zhēng)”目標(biāo)，電量規(guī)模安排需匹配區(qū)域消納上限與外送通道能力，機(jī)制電價(jià)設(shè)計(jì)兼顧技術(shù)迭代成本與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)效率，確保機(jī)制電價(jià)處于合理水平，避免價(jià)格過(guò)度偏離合理收益范圍，引導(dǎo)企業(yè)聚焦技術(shù)創(chuàng)新與成本控制。
二是建立“機(jī)制成本”的量?jī)r(jià)管理與動(dòng)態(tài)調(diào)控機(jī)制。在現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則中，對(duì)作為“機(jī)制成本”來(lái)源的“系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”等概念進(jìn)行更加清晰、準(zhǔn)確的界定，對(duì)調(diào)度運(yùn)行費(fèi)、調(diào)節(jié)備用費(fèi)、跨省區(qū)交易配套費(fèi)、新能源利用專(zhuān)項(xiàng)費(fèi)和安全應(yīng)急保障費(fèi)等不同內(nèi)涵的費(fèi)用，設(shè)計(jì)不同的分?jǐn)傇瓌t和分?jǐn)偡秶?。探索“機(jī)制成本”資金的集中統(tǒng)一管理機(jī)制，研究建立國(guó)家層面的“新能源發(fā)展專(zhuān)項(xiàng)賬戶(hù)”，將“省級(jí)”機(jī)制電價(jià)有關(guān)資金按一定比例納入“國(guó)家賬戶(hù)”，統(tǒng)籌引導(dǎo)優(yōu)化新能源在更大范圍的發(fā)展布局，促進(jìn)新能源產(chǎn)業(yè)長(zhǎng)期健康有序發(fā)展。
三是完善適配新能源發(fā)展的電力市場(chǎng)規(guī)則體系。建立分階段、逐步放開(kāi)的市場(chǎng)政策配套體系，針對(duì)各市場(chǎng)主體的能力創(chuàng)新開(kāi)發(fā)相應(yīng)交易品種。優(yōu)化新能源中長(zhǎng)期合同簽約比例要求，建立適應(yīng)高比例新能源的高頻次、標(biāo)準(zhǔn)化的中長(zhǎng)期連續(xù)滾動(dòng)交易機(jī)制；優(yōu)化輔助服務(wù)市場(chǎng)交易和價(jià)格機(jī)制，豐富交易品種；建立體現(xiàn)容量支撐價(jià)值的容量市場(chǎng)機(jī)制，完善綠電綠證交易機(jī)制，推動(dòng)各類(lèi)主體公平參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)。
四是加強(qiáng)電力運(yùn)行和市場(chǎng)信息的開(kāi)放共享。完善電力系統(tǒng)運(yùn)行和市場(chǎng)交易信息開(kāi)放共享機(jī)制，建設(shè)統(tǒng)一規(guī)范的信息共享平臺(tái)，推動(dòng)氣候天氣、供需平衡、交易規(guī)則、市場(chǎng)價(jià)格、輔助服務(wù)需求等關(guān)鍵必要信息的及時(shí)共享。建立常態(tài)化信息發(fā)布與動(dòng)態(tài)更新機(jī)制，為市場(chǎng)主體提供及時(shí)、準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)信息，降低因信息不對(duì)稱(chēng)帶來(lái)的決策風(fēng)險(xiǎn)，增強(qiáng)市場(chǎng)的透明度和便利性。
