中国近日发布了一项关于可再生能源电价市场化改革的重大政策，标志着中国可再生能源支持机制正从传统的补贴和保障性收购模式，转向更加市场化的调控方式。2月9日晚，牛津能源研究所研究员秦炎在社交媒体上透露，这一更加市场化的电力定价政策预计将推动可再生能源的大规模应用，同时确保电力系统的稳定运行。

秦炎提到的政策文件是由国家发改委和国家能源局联合发布的《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），即“136号文”。该文件提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量的原则，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易确定。

136号文的核心在于“全面市场化”，首次在国家层面明确了新能源全电量无差别参与电力市场交易的要求。这意味着中国新能源发电正式告别保障性收购和有序入市的阶段，全面进入市场化阶段，固定电价时代宣告结束，新能源将不再享受电价政策优势，而是直接面对与煤电等传统能源的价格竞争。

业内人士指出，这是继2021年深化燃煤上网电价市场化改革后，中国电价市场化改革的又一重要里程碑。它传递出中国落实发电侧市场化改革的坚定决心，标志着以风光为主的新能源发电行业正在告别激进增长时代。

本次改革在机制设计上有诸多创新。首先，新能源上网电价全面由市场形成，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确定，打破了此前的固定电价模式，推动新能源与煤电等传统能源在电力市场内的平等竞价。

其次，建立了支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节实行“多退少补”的差价补偿机制，即当市场价低于机制电价时补偿差价，高于时扣除差价。这一机制被视为136号文的核心内容，旨在保障新能源项目的平稳入市和可持续发展。

此外，136号文还借鉴了英国等国的政府授权差价合约（Cfd）模式，为新能源项目提供了一个“价格锚点”。同时，结合了中国电力市场化的阶段性特点，例如参与“多退少补”结算方式的机制电量将由各省年度非水电可再生能源电力消纳权重指标确定。

在改革措施上，136号文还针对新能源存量和增量项目分类施策。以2025年6月1日为节点，此前投产的存量项目通过开展差价结算，实现电价等与现行政策的妥善衔接；其后投产的增量项目机制电价则通过市场化竞价方式确定。这种“老项目老办法、新项目新办法”的安排旨在平衡新老项目关系，保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价。

对于此次改革对居民和工商业用户用电侧电价的影响，国家发改委、国家能源局相关负责人表示，由于居民、农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策，因此其电价水平不受影响。而对于工商业用户，预计改革实施首年其平均电价基本持平于上年，后续将随当地电力供需、新能源发展等情况波动。

在新能源投资方面，新政的实施对新能源发电商产生了显著影响。2月10日，光伏指数（866023）收跌1.23%，相关个股也纷纷下跌。从事绿电交易的行业人士指出，新能源全面入市初期，发电效益将受到冲击。虽然差价结算“多退少补”能平滑新能源收入波动，但新能源发电的不稳定性和可调度性较差，入市后抵御风险能力仍待加强。

此外，不同电站由于发电特性与所处区域定价不同，市场交易收入将存在巨大差异。新政之下，新能源电站收入结构发生变化，由保障性收入为主转变为“市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用”，未来上网电价波动将成为常态，对新能源企业的决策和经营能力提出了更高要求。

市场认为，新能源企业优胜劣汰将加速，发电成本高、效率低下的企业将面临市场竞价劣势而被淘汰，而结合了高效储能、智能发电预测模型等企业将占据优势。因此，新能源企业应基于自身场站的历史数据积累，对新能源发电量预测和传统功率预测模型进行升级，同时构筑资源整合能力，在电力市场抓住更多交易机会。

此外，随着新能源承担系统平衡成本的增加，将倒逼其配置储能对冲电价波动风险。业内人士建议，可以考虑将光伏电站和储能协同做好优化调度，通过电能充放实现新能源电力错峰应用，并在电价波动时获得价差收益。

（文章来源：第一财经）点击此处查看原文