自2025年初国家发展改革委、国家能源局出台《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，以下简称“136号文”）以来，各地均制定了实施细则，基本建立了新能源可持续发展价格结算机制，实现了新能源电量从保障性收购到市场化交易的平稳过渡。本文总结一年来136号文落地实施情况，结合新形势探讨新能源机制电价的功能定位，并提出进一步完善新能源入市政策的有关思考。

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136号文实施情况

一是从电价执行看，机制电价体系已全面建立并平稳落地。2025年，全国32个省（区、市）（除港澳台外）已全部完成实施方案发布，按照136号文要求，存量与增量新能源项目实现分类施策、全面入市。存量项目突出政策平稳过渡，与保障性收购制度有效衔接。机制电价普遍对标省内燃煤基准电价，按电压等级、投产时间、项目类型差异化设置50%至100%的机制电量比例，执行期限多为20年或项目剩余运营年限。增量项目突出市场化导向，体现新能源发展与系统消纳能力的匹配。通过竞价形成的电价普遍低于燃煤基准价，机制电量按申报规模或上网电量的固定比例核定，执行期限多为12年。

二是从投资布局看，新能源投产时空分化明显。投产节奏上，新能源装机呈现先抢装冲高、后大幅回落的阶段性走势。136号文以2025年6月1日为节点区分存量和增量项目，受其影响，2025年4至5月新能源抢装抢并网现象突出，6月后项目投产节奏放缓。以南方区域为例，2025年4至5月合计新增投产3206万千瓦，远高于同年6至12月的1772万千瓦，也远高于2026年同期的510万千瓦。品类结构上，由于光伏新增装机持续高于风电，机制电价竞争更为激烈，行业利润空间收窄，引导市场投资偏好逐步向风电倾斜。以南方区域为例，2025年1至5月和6至12月，光伏与风电新增装机比值分别为5.6、5.1，比值明显下降。地域布局上，新增投资加速向负荷密集、机制电价收益水平较高的负荷中心，以及资源禀赋突出、开发成本优势显著的资源富集地区集聚。以南方区域为例，2026年一季度，云南新能源新增装机694万千瓦，同比增长33%，广东新增装机343万千瓦，同比下降21%，而广西、贵州、海南三省区合计新增装机仅297万千瓦，同比降幅均超48%。

三是从市场建设看，新能源入市给电力市场带来新的机遇和挑战。交易规模上，新能源入市推动了电力市场交易规模进一步扩大。2025年我国电力市场交易电量6.64万亿千瓦时，同比增长7.4%，其中新能源市场化交易电量1.35万亿千瓦时，同比增长超过40%。市场价格上，新能源的低边际成本直接影响电价形成，在风光资源富集的发电时段，可有效平抑整体电价水平。但同时，新能源的不可预测性和波动性也加剧了市场价格波动，部分新能源装机占比高的地区电价大幅下行，产生零电价或负电价。2026年以来，河南、山东、广东、四川、辽宁等多个省（区）均在新能源高峰期出现过零电价或负电价。

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新能源机制电价的功能定位

136号文建立的新能源机制电价通过在场外补足机制电量部分的收益，有助于稳定新能源的发展预期，逐步培育新能源主体参与市场的意识和能力。未来，随着我国电力市场建设更加成熟，机制电价应逐步退坡，推动新能源产业实现从政策驱动向市场驱动的跨越。

一是机制电价在现阶段有助于稳定新能源的发展预期。当前，新能源项目参与市场可获取的收益主要包括电能量收益和绿电绿证环境溢价收益，但在现阶段的市场环境下，仅依靠上述收益，新能源面临成本回收难题，仍需要机制电价覆盖部分成本。因此，在坚持市场化改革方向的同时，短期内仍需要机制电价提高新能源项目的收益率、稳定其发展预期，支撑新能源发展规划目标实现。

二是机制电价应进一步推动新能源主体提升参与市场的意识和能力。136号文推动新能源主体从政策性保障过渡到全面进入电力市场，应充分发挥其培育新能源主体市场意识的作用，实现从场外结算到场内市场化竞争的衔接。但由于获得机制电价的兜底保障，也有一小部分新能源“躺平”参与电力市场，申报零价或负价，没有起到激励其主动提升市场经营水平的作用，还间接增加了电力系统运行压力和消纳成本。后续需逐步推动机制电价执行精细化，引导新能源报价更加合理，促进行业通过合理竞争不断进步。

三是机制电价从长期看可逐步退坡。未来，随着全国统一电力市场建设更加深入，交易品种愈发丰富、价格形成方式持续优化、市场成熟度不断提升，以及新能源主体经营能力的提升，新能源项目的能量、绿色、调节等各类价值将可以在市场中得到充分体现，在市场中的收益将逐步覆盖不断降低的建设成本，远期有望不再需要机制电价为新能源发展提供保障，市场自身即可实现对新能源高质量发展的有效引导。

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关于进一步完善新能源入市政策的有关思考

一是建立机制电量规模与中长期新能源规划联动机制。目前新能源纳入机制电量的规模主要根据年度新能源增量项目上网电量或竞价电量的一定比例确定，由于后者与规划总量目标常出现较大偏差，导致机制电量规模与新能源中长期发展规划也未衔接。建议以规划总量目标倒排年度开发节奏，统筹核定年度机制电量额度与配比标准，更好衔接开发规模、项目投产时序，以规划前置引领机制电量竞价规模投放，保障年度开发节奏与中长期发展目标有效匹配。

二是探索引入分时价格结算方式。目前对于现货市场连续运行地区，机制电量以新能源市场交易均价（按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定）与机制电价直接进行差价结算，新能源主体有动机在现货市场中申报零电价或负电价抢占出清空间。建议探索引入机制电价的分时结算方式，可参照部分国家差价合约分时结算的做法，考虑当现货市场负电价、地板价持续一定时长或在一定时间内累计达到设定时长限制时，取消机制电价结算或在此基础上适当打折，科学引导新能源回归理性报价。

三是健全分布式新能源市场价格机制。目前分布式新能源在很多省（区）的竞价中占主导，例如广东、海南的竞价入选项目中，分布式光伏占比分别达100%、99.8%。但分布式能源消纳难题也随之而来，国内已有部分省份（如山东）不再将工商业分布式光伏项目纳入机制电价执行范围。建议现阶段在继续将分布式新能源纳入机制电价执行范围时，考虑电网新能源消纳能力投放机制电量。同时，推动分布式新能源通过聚合方式常态化参与电力交易，健全分布式新能源的市场价格传导机制，促进分布式新能源更好消纳。

四是建立机制电价动态调整和逐步退坡机制。新能源机制电价退坡是远期电力市场品种齐全、功能完备后的必然选择，但是退坡过快将无法满足新能源发展需要，过慢则容易抬高系统运行成本、扭曲市场价格信号。建议按照激励相容原则，建立新能源机制电量、电价与新能源度电成本、市场成熟度挂钩的动态调整机制，随着新能源成本下降和市场成熟度提升，逐步缩减机制电量规模、降低机制电价水平，推动新能源收益逐步向市场化收益靠拢，最终实现保障性政策的平稳退出。