中國儲能網(wǎng)訊：國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布的《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”）確立了“價格市場形成、責任公平承擔、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性核心框架，要求各地2025年底前出臺配套細則。
截至2025年12月31日，全國30地（除西藏和港澳臺地區(qū)外）均已公開各自“新能源上網(wǎng)電價改革”承接方案/實施細則，28地已啟動新能源增量項目競價工作（河南、貴州已發(fā)布競價公告，但尚未公布結(jié)果），其中的25地完成了2025年競價，8地完成了2026年競價。各地配套細則總體呈現(xiàn)“穩(wěn)存量、促增量、強市場”的特征，在存量機制和增量競價的共同作用下，一張覆蓋全國的新能源“價格版圖”正在展開。新能源發(fā)展從“政策驅(qū)動”向“市場驅(qū)動”加速邁進，不斷適配其從“補充能源”向“主體能源”的轉(zhuǎn)變。
一、各地136號文下的新能源量價概況
從現(xiàn)有政策內(nèi)容看，各地承接細則均以6月1日作為增量和存量項目分界點，并根據(jù)自身情況對機制電量、機制電價和執(zhí)行年限等進行部署。其中，不論存量還是增量項目，各省對執(zhí)行年限設(shè)定僅存在細微差別，存量項目普遍采用取剩余全生命周期合理利用小時數(shù)和投產(chǎn)滿20年剩余較早者，增量項目按同類型項目回收初始投資的平均期限確定。但對機制電量和電價安排則呈現(xiàn)顯著的區(qū)域分化特征。
對于存量項目機制電價，各地普遍對標當?shù)厝济夯鶞蕛r，保障平穩(wěn)過渡。存量項目機制電價整體處于0.26-0.45元/千瓦時之間，平均值為0.364元/千瓦時（各省存量項目機制電價與燃煤基準價見圖1）。東部沿海地區(qū)、珠三角地區(qū)和中部部分地區(qū)的價格水平普遍較高，處于0.38-0.45元/千瓦時之間，其中湖南、廣東最高，分別為0.45、0.453元/千瓦時。而資源較好但用電需求較低的西北區(qū)域機制電價水平明顯低于其他地區(qū)，處在0.22-0.30元/千瓦時之間。全國12地的存量項目機制電價高于當?shù)厝济夯鶞蕛r，其中貴州價差最大達+17.2%；僅安徽、青海兩地存量項目機制電價低于當?shù)厝济夯鶞蕛r，青海0.227元/千瓦時的價格水平不僅為全國最低，低于燃煤基準價30.1%的價差也是全國首位。
圖1 各地存量項目機制電價（元/千瓦時）
對于存量項目機制電量，各地根據(jù)自身市場建設(shè)和新能源發(fā)展，呈現(xiàn)出多樣化、差異化的特點。從項目類型看，分布式項目受到關(guān)照，如安徽、河南、蒙東、寧夏、云南、江蘇均將分布式項目100%納入機制電量。集中式項目安排較為多樣，寧夏、湖南僅安排集中式項目10%、12.5%的機制電量；遼寧除特殊類型外，未安排集中式項目的機制電量。從并網(wǎng)時間看，新老項目機制電量規(guī)模呈現(xiàn)梯度遞減趨勢，海南、云南都采用了典型的時間梯度法，為不同階段投產(chǎn)的項目設(shè)置了不同的規(guī)模比例。部分地區(qū)將項目分為補貼與平價兩類。新疆明確補貼項目保障30%電量，平價項目為50%；云南明確享受財政補貼的集中式光伏，上網(wǎng)電價由市場交易形成，財政補貼繼續(xù)執(zhí)行國家相關(guān)政策標準。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、陜西則賦予項目自主確定比例的靈活性。
對于增量項目機制電價，25地電價整體呈現(xiàn)“東高西低、中部均衡”的三檔格局。第一檔是東部高電價區(qū)（0.36-0.4元/千瓦時），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），涵蓋山西、江西、湖南、重慶等地。第三檔是西部低電價區(qū)（0.195-0.26元/千瓦時），包括甘肅、寧夏、新疆等西北省區(qū)。第一檔全國最高價的上海和第三檔全國最低價的甘肅價差超0.3元/千瓦時。風、光出清價格不同的地區(qū)有11個，價差最大的是山東，僅湖南、冀北兩地光伏出清價格高于風電。從競價區(qū)間與燃煤標桿電價維度來看，有14個地區(qū)競價上限較燃煤標桿電價下降，平均降幅約11%。從競價區(qū)間與最終出清價格的維度來看，僅甘肅按競價下限出清，其他多數(shù)地區(qū)出清價格位于競價區(qū)間的中偏上區(qū)間，競價上限較高的區(qū)域出清價格也較高。
圖2 各地機制電價競價區(qū)間與出清價格
對于增量項目機制電量，存量指標多、現(xiàn)貨價格低的區(qū)域電量競爭激烈。各地安排機制電量規(guī)模合計2478.57億千瓦時，最終實際入圍電量1570.12億千瓦時，占比63.3%。從地域來看，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100億千瓦時，合計占全國機制電量總量的65.1%；8地實際入圍電量合計947.32億千瓦時，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50%。從技術(shù)分類看，風電、光伏最終入圍電量規(guī)模分別為915億和655億千瓦時，風電出清規(guī)模較大的是“三北”地區(qū)，光伏出清規(guī)模較大的有江蘇、廣東等負荷集中區(qū)。
圖3 各地機制電量計劃規(guī)模與入圍電量
二、新能源競價的影響因素分析
各地不同的競價機制設(shè)計整體反映了政策導向?qū)Ξ數(shù)刭Y源稟賦、消納條件、市場關(guān)系等因素的適應(yīng)性調(diào)整。在各區(qū)域供需形勢、新能源消納壓力、技術(shù)成本與市場規(guī)則的博弈下，政策工具和市場價格促進新能源發(fā)展的協(xié)同性增強，價格信號對資源配置的導向作用凸顯。
一是資源稟賦決定電價的總體水平。從價格水平看，增量項目競價電價呈現(xiàn)顯著分化格局。資源充足地區(qū)的電價水平更低。甘肅、新疆等西北省區(qū)作為我國風光資源“富集區(qū)”，年均日照時數(shù)比南方高30%-50%，資源稟賦和土地價格優(yōu)勢使同等組件價格水平下，區(qū)域內(nèi)項目的發(fā)電成本顯著低于其他省區(qū)，市場價格的總體水平在全國也處在較低水平。負荷剛性強和資源均衡度高的地區(qū)電價支撐強。東南部地區(qū)資源條件一般，疊加土地費用、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（廣東競價項目全部為分布式，廣西分布式項目占比達99.5%），若無較高電價支撐，則難以形成合理收益。
二是消納能力加劇了競價格局的東西分化。消納壓力大的地區(qū)競價結(jié)果“量價雙低”。面對“源多荷少”、外送能力有限的供需形勢，甘肅通過“批次競價”“風光同價”等規(guī)則設(shè)計，競價出清價格基本與發(fā)電成本持平，2025年全年機制電量配額合計僅占2024年全年新能源發(fā)電量的2.94%，引導新能源企業(yè)以低價換市場。消納壓力適中的地區(qū)以“量價調(diào)控”優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)。針對“光伏存量大、風電有增量空間”的資源特點，以“促進風光協(xié)調(diào)發(fā)展”為明確目標，新疆將機制電量規(guī)模作為主要調(diào)控工具，最終納入機制的風電項目容量達到光伏項目的5.14倍，引導企業(yè)加大風電投資；相似條件下，山東則選擇“量價雙控”的方式，將86%的機制電量配額分給風電，并設(shè)計了高達42%的風光價差率，促進資源向風電傾斜。消納能力強的地區(qū)通過“高電價、高保障”滿足市場的綠電剛需。由于具有高耗能負荷聚集或靈活消納能力強等優(yōu)勢，廣東、江西和云南等地設(shè)計了“高電價、高保障”的競價機制，以更大力度吸引新能源投資開發(fā)。
三是市場競爭格局和博弈策略也深刻影響競價結(jié)果。機制電價競價過程中，市場主體的類型、數(shù)量及競爭策略等，也是影響競價結(jié)果的“動態(tài)變量”。山東超3000個光伏項目競爭12.94億千瓦時機制電量，充足率高達300%，供遠大于求，競爭極為激烈。甘肅的首批機制電量僅8.3億千瓦時，由61個項目參與競標，供需矛盾突出，企業(yè)普遍采取底價申報提高中標概率，明顯拉低電價水平。而云南529個項目競爭充足的機制電量，且高中標率政策降低了競爭激烈程度，因此最終入圍項目的電價水平也較高。廣東分配50億千瓦時機制電量，實際入圍46.5億千瓦時，競價強度較為溫和，最終的機制電價水平也較高。
三、結(jié)論與建議
新能源競價的量價分化，反映了各地政策對自身資源稟賦、消納能力、市場格局的差異化考量，平均收益率下降、價格不確定性風險上升成為新能源經(jīng)營必須面對的新常態(tài)，不同區(qū)域、不同技術(shù)、不同項目之間的價格差異將加快推動整個行業(yè)投資邏輯的進一步重構(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)計新能源有序入市的關(guān)鍵參數(shù)。堅持“分類施策”的基本原則，區(qū)分存量、增量項目，做好機制電價、電量規(guī)模等關(guān)鍵參數(shù)設(shè)計。針對存量項目“平穩(wěn)過渡”需求，參數(shù)設(shè)計側(cè)重與原有補貼政策、燃煤基準價的過渡銜接，減少政策調(diào)整對項目運營的沖擊；針對增量項目“激勵競爭”目標，電量規(guī)模安排需匹配區(qū)域消納上限與外送通道能力，機制電價設(shè)計兼顧技術(shù)迭代成本與市場競爭效率，確保機制電價處于合理水平，避免價格過度偏離合理收益范圍，引導企業(yè)聚焦技術(shù)創(chuàng)新與成本控制。
二是建立“機制成本”的量價管理與動態(tài)調(diào)控機制。在現(xiàn)貨市場規(guī)則中，對作為“機制成本”來源的“系統(tǒng)運行費”等概念進行更加清晰、準確的界定，對調(diào)度運行費、調(diào)節(jié)備用費、跨省區(qū)交易配套費、新能源利用專項費和安全應(yīng)急保障費等不同內(nèi)涵的費用，設(shè)計不同的分攤原則和分攤范圍。探索“機制成本”資金的集中統(tǒng)一管理機制，研究建立國家層面的“新能源發(fā)展專項賬戶”，將“省級”機制電價有關(guān)資金按一定比例納入“國家賬戶”，統(tǒng)籌引導優(yōu)化新能源在更大范圍的發(fā)展布局，促進新能源產(chǎn)業(yè)長期健康有序發(fā)展。
三是完善適配新能源發(fā)展的電力市場規(guī)則體系。建立分階段、逐步放開的市場政策配套體系，針對各市場主體的能力創(chuàng)新開發(fā)相應(yīng)交易品種。優(yōu)化新能源中長期合同簽約比例要求，建立適應(yīng)高比例新能源的高頻次、標準化的中長期連續(xù)滾動交易機制；優(yōu)化輔助服務(wù)市場交易和價格機制，豐富交易品種；建立體現(xiàn)容量支撐價值的容量市場機制，完善綠電綠證交易機制，推動各類主體公平參與市場競爭。
四是加強電力運行和市場信息的開放共享。完善電力系統(tǒng)運行和市場交易信息開放共享機制，建設(shè)統(tǒng)一規(guī)范的信息共享平臺，推動氣候天氣、供需平衡、交易規(guī)則、市場價格、輔助服務(wù)需求等關(guān)鍵必要信息的及時共享。建立常態(tài)化信息發(fā)布與動態(tài)更新機制，為市場主體提供及時、準確的數(shù)據(jù)信息，降低因信息不對稱帶來的決策風險，增強市場的透明度和便利性。
