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（136号文）政策研读

2025年5月 2月9日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《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，简称136号文”），3月14日，国家电网公司印发《国家电网有限公司关于认真做好深化新能源上网电价市场化改革实施工作的通知》（国家电网办20251131号）：为落实深化新能源上网电价市场化改革实施工作，结合西北区情、网情，开展了政策研读，提出了工作建议。汇报如下： 政策背景 ?新能源装机规模发展迅速 口截至2024年底，全国可再生能源装机规模达18.89亿于瓦，约占我国总装机的56%。其中水电装机规模为4.36亿干瓦，风电装机规模为5.21亿干瓦，光伏发电装机规模为8.87亿干瓦生物质发电装机为0.46亿瓦，装机规模稳居全球首位， 口根据中电联预测，预计到2030年，我国电源装机41.7亿于瓦，可再生能源装机占比达到54.2%，可再生能源将逐步成为新型电力系统的主体电源。 ?新能源发电量占比稳步提升 口截至2024年底，全国可再生能源发电量达3.46万亿干瓦时，约占总发电量的35%，同比增长19%。其中新能源发电量达到1.83万亿千瓦时， 口风电、光伏利用率分别达到95.9%，96.8% 政策背景 →新能源技术装备水平显著进步，风电技术基本实现与国际同步，光伏全产业链具有全球竞争力 口低风速风电技术位居世界前列，国内风电装机90%以上采用国产风机，16兆瓦海上风机已投入运行。 口光伏发电技术快速迭代，多次刷新电池转换效率世界纪录，光伏产业占据全球主导地位光伏组件全球排名前十的企业中我国占据7家。 ?新能源制造成本快速下降，已基本进入平价无补贴发展的阶段 口近10年来陆上风电和光伏发电项目单位干瓦平均造价分别下降30%和75%左右，产业竞争力持续提升，为新能源新模式、新业态瑾勃发展注入强大动力。 政策背景 新能源主要通过三种模式消纳：保障性收购、绿色电力交易以及常规电能量交易。自前，我国新能源以“保量保价”的保障性收购为主，部分新能源电量参与市场，由市场形成价格。保障小时数内对应的电量执行按资源区的标杆上网电价，保障小时数以外部分采用市场化方式形成价格。 政策背景 市场参与程度 口2024年，国家电网经营区新能源市场化交易电量近7700亿于瓦时，占全部新能源发电约52%。各省新能源参与市场交易的程度不同，且差异较大。西北新能源富集地区新能源市场化率较高，东部以分布式新能源为主的地区市场化比例较低。 ?新能源是否参与市场 口新能源参与电力市场化交易基本全覆盖。新能源占比低的地区以“保量保价的保障性收购为主，不参与市场化交易；新能源占比较高的地区，如华北、西北、东北等多数省份以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，保障小时数以外的电量由新能源自主参与各类市场化交易。 政策背景 ?新能源参与市场方式 口新能源参与电力市场以山西、山东、甘肃等地较为典型，新能源中长期合约主要通过与用户（售电公司）签订分时合约的方式约定发用电曲线，在现货市场运行后，中长期合约以差价合约的形式与日前或实时出清结果的偏差部分按照日前或实时市场电价结算， 口山西新能源报量不报价，新能源出力大于优购用电负荷的部分，接受现货市场价格 口甘肃新能源在中长期交易合约曲线的基础上报量报价参与现货交易，因报价高导致不能出清的电量不计入弃风弃光考核。 口山东参与省内中长期交易的新能源同火电按照统一规则参加现货申报；其他新能源在运行日申报超短期预测出力曲线，90%作为实时市场的出清边界，10%申报价格参与实时市场出清。 口绿色电力市场以绿证交易、绿电交易为主要品种，综合反映可再生能源的电能量价值和环境价值。 政策背景 全部工商业用户、全部燃煤机组、全部新能源市场定价 经济改革是体制改革的重要组成。电力产销组织模式由计划向市场演进，电价承载电力经济关系，也需要同步放开。 一、政策背景二、政策研读三、下一步工作计划 政策研读 政策总体思路 按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。 区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。 行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系更好支撑新能源发展规划目标实现 完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。 政策研读 二，推动新能源上网电价全面由市场形成 原文： （一）推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。 参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行 （二）完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整 政策研读 研读： 研读点1：对跨省跨区交易的新能源的处理方式， 考思到参与跨省跨区交易的新能源全面入市，需要充分衔接省内市场与省间市场，有关价格机制另行规定。自前跨省跨区交易相关规定如下： 1.国家发展改革委国家能源局关于印发《电力中长期交易基本规则》的通知（发改能源规【2020】889号）： “第四十二条跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取；未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式. 2.《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则（2024年修订稿）》（京电交市规【2024】38号）： 第69条跨区跨省交易购方落地价格由交易上网价格、各环节输电价格、输电损耗等构成。跨区跨省交易价格，含税，包括脱硫、脱硝、除尘和超低排放电价。 “第72条跨区跨省交易有关可再生能源电价附加补助资金，按照国家有关规定执行。“ “第75条除保量保价优先发电计划电量执行政府确定的价格外，跨区跨省交易成交价格由经营主体通过市场化方式形成，第三方不得干预。” 政策研读 3.国家发展改革委国家能源局关于印发《电力中长期交易基本规则一绿色电力交易专章》的通知（发改能源【2024】1123号）： 1（三）价格机制1.绿色电力交易中，电能量价格与绿证价格应分别明确。2.绿色电力交易中，除国家有明确规定的情况外不得对交易进行限价或制定价格。跨区跨省交易受电地区落地价格由电能量交易价格（送电侧）、输电价格、辅助服务费用、输电损耗构成。输电损耗在输电价格中已明确包含的，不再单独收取：未明确的，暂按该输电通道前三年输电损耗的平均值计算，报国家能源局备案后执行。输电损耗原则上由买方承担，也可由市场主体协商确定承担方式。“ 4.《北京电力交易中心绿色电力实施细则（2024年修订稿）》： “第三十四条省间市场中，多年期绿色电力交易主要以双边协商方式开展。年度、月度（多月）、月内（旬、周、日滚动）绿色电力交易原则上以电力交易平台聚合方式通过集中交易开展。推动开展省间多通道集中竞价交易“ “第六十七条绿色电力交易电能量与绿色电力环境价值分开结算：（一）省间绿色电力交易电能量部分按照省间实际执行电量进行结算。（二）绿色电力环境价值按当月合同总电量（按购方节点确定，省间交易还应考虑实际输电量），发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小的原购确定结量。 政策研读 研读点2：进一步拉大中长期与现货交易价差 新能源出力波动大，会拉大市场的峰谷价差，同时部分新能源享有财政补贴、绿色环境价值等场外收益，发电机会成本实际为负值。市场价格范围过窄，会导致新能源入市后的峰谷价差无法完整体现，容易导致价格信号失真，市场功能弱化，储能等灵活资源缺乏获益空间。 目前，各省中长期市场按照燃煤基准价上下浮20%设置，以价差较大的山西为例，中长期市场限价为265.6-398.4元/兆瓦时：现货限价为0-1500元/兆瓦时，两个市场已存在价差。后续，中长期市场限价没有变化，现货市场限价进一步拉大，加剧两个市场出清价格差，增加市场套利行为。 政策研读 二，推动新能源上网电价全面由市场形成 原文： （三）健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日并市。充许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完普绿色电力交易政策，电报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（下简称绿证）价格：省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动摄合交易。 鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。 政策研读 研读： 研读点1：省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动摄合交易。 新能源允许采取双边或者挂牌方式开展，实现绿电与其他电力的公平竞争，用户可按需求选择，不会造成明显的市场分割。若允许绿色电力交易单独组织集中竞价和滚动摄合交易，将造成电能量市场分割，也无法有效反映绿证价值，但保留了双边和摘挂牌绿电交易，且可以同时公示电能价格以及绿证价格，如此有利于电力市场交易参与方就电价和环境权益价格达成一致 当然，新能源也可以参与电能量中长期市场，则成交电量不视为绿色电力交易结果，仅对电能量进行结算，相应绿证由新能源发电企业持有，可自行参与绿证市场 在绿电交易要求电证分离的情况下，以山东征求意见稿为例，机制电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。 政策研读 研读点2：新能源入市后，中长期量价、曲线签约方式，以及签约比例要求的变化。 新能源以报量报价方式或作为市场价格接受者，与其他市场化电源平等地参与电能量中长期交易， 考虑新能源出力的随机性与预测难度，如要求其中长期合同高比例签约，将难以适应现货实时市场的动态变化，中长期合同执行偏差大，给经营主体造成不必要的损失。因此，应允许交易双方结合实际情况灵活地调整合同覆盖率，可多签、也可少签，甚至不签，即不对新能源中长期签约比例作强制要求， 需要说明的是对于中长期交易价格（含绿电）比现货交易价格高的地区，新能源有冲动多签中长期交易合同，利用中长期交易价格与实时市场出清价格的差异赚取额外收益，同时机制电量在场外进行了额外补偿，导致新能源项目上网电价进一步提高，进而影响终端到户电价。 建议对于有机制电量保障的项目在签订中长期交易合约时应设置签约比例上限，初期应确保“中长期+绿电+机制电量”的总额与预计上网电量相当。近期，山东征求意见稿中就已明确新能源中长期签约比例不设下：限；中长期交易申报电量上限按照额定容量扣减机制电量对应容量后的最大上网能力确定。 政策研读 研读点3：中长期结算方式。 现货连续运行地区，发电侧电费由实时市场全电量电费、日前市场差价电费以及中长期差价合约电费组成实时市场全电量电费以实时出清电量按实时出清价格结算确定，日前市场差价电费以日前出清电量按日前出清价格与实时出清价格的差值结算确定，中长期合约电费为合约电量按照合约价格与结算参考点现货价格的差值结算确定 现货市场非连续运行地区，发电侧电费以中长期电费为主，中长期合同物理执行，实际发用电与合同电量基本匹配，中长期合同电费以合同电量按照合同价格结算确定 政策研读 推动新能源上网电价全面由市场形成”的影响 1.电能量市场价格整体呈下降趋势。新能源全面入市后，新能源为确保成交将利用低边际成本优势，电报低价参与交易，降低市场均价。无其在现货市场连续运营地区新能源大发时段可能直接电报“地板价”，现货价格将频繁产生零价甚至