秦海岩：贯彻落实“136号文件”，促进新能源高质量可持续发展
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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号文件”），这是新形势下推动新能源高质量发展，实现能源转型和碳达峰、碳中和任务目标的重要基础性制度。本文基于个人理解，来讨论如何落实好文件精神，才能保证新能源装机规模和发电量占比的稳定增长，助力地方经济发展以及碳达峰、碳中和目标的实现。
一、“136号文件”的出台，是在电力市场化改革不断深化过程中，统一各地政策和市场规则，确保新能源高质量发展的及时雨
1.2006年可再生能源法生效以来，可再生能源发电量收购原则在不断发生变化，可再生能源发电量参与电力市场的比例正在逐年加大。
新能源项目投资收益的不确定性风险加大，导致投资积极性降低，如果不完善相关政策，将会影响新能源装机规模的持续增长，影响“双碳”目标的实现。
2006年开始实施的《可再生能源法》中明确了可再生能源电量的全额收购制度，所有可再生能源发电项目“强制上网，发电量全额收购”。
2016年3月24日，国家发展改革委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号），首次提出可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量和市场交易电量两部分。保障性收购电量部分优先安排发电计划，签订优先发电合同（实物合同或差价合同），按照国家确定的上网标杆电价收购。市场交易电量部分通过市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。市场交易电量部分，按照新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘）的差额享受可再生能源补贴。对可再生能源发电受限地区，由国务院能源主管部门按照“年满负荷利用小时数”的方式核定保障性收购电量，不存在限电的地区，仍需全额收购。
2024年3月18日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（国家发改委15号令），这是对2007年国家电力监管委员会25号令《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》的修订。新的监管办法明确可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量两部分，根据可再生能源电力消纳责任权重制定保障性收购政策，正式开启了“最低保障小时数+市场交易”的混合定价模式。
目前来看，各地方执行保障性收购政策差别很大，保障性电量普遍偏低，并且有逐年减少的趋势。山东、河北南网等地规定风电执行70%的保障性收购比例；蒙西集中式风电保障性电量只有390小时、蒙东790小时、江苏也只有800小时；有些省份的集中式光伏项目只有100多小时，其余电量全部进行市场化交易；青海省已经全部推向了市场。
在保障性收购电量逐年下降的同时，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低。风电和光伏大发期间，现货市场基本是地板价，尤其是光伏发电，因为发电“同时性较高”，在光伏装机占比大的地区，已经出现长时间的负电价。
在各地政策不断调整，电量和电价不确定性不断增加的情况下，企业的原有投资决策模型失去了基础，投资收益不确定性风险增加，导致企业无所适从，投资积极性明显下降。发展下去，将会严重影响新能源装机规模的持续增长，影响我国碳达峰、碳中和目标的实现。
2.新能源全电量参与现货市场是建设统一电力市场体系的基础。
随着新能源装机和发电量占比的不断提高，新能源全电量参与市场，避免市场割裂，才能实现市场的完整性，才能建立统一的电力市场，这样才能让市场机制发挥应有的作用。正如《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提出的“推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用”。同时，随着新能源在电力系统中的装机规模和发电量大幅增加，对电力系统的灵活性提出了更高要求。电力系统内并不缺乏灵活性资源，而是缺少调动这些灵活性的市场机制。通过市场化机制可以解决高比例新能源并网面临的电力系统调节能力问题，有利于消纳新能源电力。可再生能源开发利用的“优等生”德国，2024年实现了47%的电力来自风电和光伏，这么高比例的新能源电力系统，并没有带来电价成本的高涨，还出现了随着新能源装机增长，备用容量反而下降的情况，被称为高比例新能源接入下的“德国平衡悖论”，其中最重要的原因就是其不断改进的电力市场机制。
3.新能源可持续发展价格结算机制是降低新能源发电项目市场不确定性风险，稳定项目收益预期，保障企业投资积极性，更好支撑新能源发展规划目标实现的重要机制。
可持续发展价格结算机制，即大家所称的机制电价政策，是为风电光伏等新能源引入的新的电价机制，实质是一种差价结算机制。对纳入机制范围内的电量，按照确定的“机制电价”与“市场交易均价”的价差进行结算，当“市场交易均价”低于“机制电价”时给予差价补偿，高于“机制电价”时扣除差价。通过这种“多退少补”的结算方式，提高新能源项目投资收益的预期，降低市场不确定性风险。新能源项目成本主要是来自初始投资的固定成本，变动成本极小，且投资回收期长达8年以上。因此，新能源项目的投资收益确定性至关重要，直接关乎企业的投资积极性。新能源项目融资比例通常在80%左右，成本回收期内，融资成本构成度电成本的主要部分。提高收益确定性，稳定预期，可以降低融资成本，进而降低度电成本。
二、政策执行效果取决于地方具体实施方案
“136号文件”给出了“可持续发展价格结算机制”的基本原则和实施框架。但纳入机制的新能源“电量规模”、“电价水平（机制电价）”、“执行期限”、“差价结算方式”、“退出规则”等具体实施的细则，需要地方价格主管部门、能源主管部门、电力运行主管部门等通过出台实施方案，予以具体明确。该机制与新能源技术、产业发展、电力市场、电力系统等方面相关，又涉及地方政府不同部门、发电企业、电网企业、终端用户等众多不同诉求的利益主体，需要统一思想，统一目标，统筹协调，才能实现政策初衷，起到促进新能源发展的作用，保持新能源装机的持续增长，不断提高新能源的发电量占比，而不是背道而驰，造成新能源发展受阻，影响我国碳达峰、碳中和目标的实现。
事关新能源能否健康可持续发展，各地方能源主管部门尤其需要高度关注，积极履职。落实好“136号文件”，主要有以下几个关键要素和环节：
1.如何确定本省每年新增纳入机制的电量总规模
每年有多少新增电量可以纳入“可持续发展价格结算机制”，会对本省新能源新增装机规模产生重要影响，某种程度上甚至决定了该省新增装机规模。根据目前各省电力市场运行的情况看，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低，而且我国电力现货市场运行时间还不长，市场规则还在不断完善，未来市场的不确定性非常高，如果不能享受“可持续发展价格结算机制”，对冲市场风险，很多项目就会搁浅。而且，没有一个相对确定的项目投资收益模型，电力企业的投资决策也无法进行，也会导致投资停摆。所以，如何确定每年新增纳入机制的电量总规模，需要地方政府高度重视，至少需要针对如下因素统筹考虑：
1.1 “年度非水电可再生能源电力消纳责任权重”完成情况
“136号文件”中，要求“每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年可适当减少；未完成的，次年可适当增加。”
“年度非水电可再生能源电力消纳责任权重”是指2019年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，明确按省对电力消费应达到的可再生能源电量比重（即消纳责任权重）进行规定和考核。2025年1月1日起施行的《中华人民共和国能源法》，第二十三条中进一步明确“国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定并组织实施可再生能源在能源消费中的最低比重目标。国家完善可再生能源电力消纳保障机制。”根据“年度非水电可再生能源电力消纳责任权重”来确定新增纳入机制的电量规模，明确了“可持续发展价格结算机制”政策重要目的就是支撑国家可再生能源发展目标的实现。但需要指出的是，“年度非水电可再生能源电力消纳责任权重”应该是最低目标，不应该成为上限。根据2023年完成情况来看，除西藏免于考核，新疆只监测外，全国所有省份均超额完成了国家下达的责任权重指标。仅按这个指标完成情况来确定“年度纳入机制电量的总规模”，将会影响各省新增装机规模的持续增长。
1.2 各省的新能源发展规划目标
随着碳达峰、碳中和工作的深入推进，大力发展新能源，加速风电光伏项目开发建设，已经成为各级地方政府实现绿色高质量发展的重要举措。各省在其2025年政府工作报告中，针对新能源产业，基于本省资源禀赋、产业发展形势，制定了具体行动计划、提出了装机目标。其中，内蒙古自治区力争新增新能源并网4000万千瓦；山东省力争新能源和可再生能源装机新增2000万千瓦；河北省新增风电光伏并网装机1300万千瓦以上；宁夏自治区实现新增风电光伏装机2060万千瓦；广东省加快建设新型能源体系，新增电源装机3000万千瓦；浙江省大力发展海上风电，确保新增电力装机2000万千瓦以上；吉林省新增新能源装机600万千瓦以上；安徽省新增可再生能源发电装机600万千瓦以上；云南省实现开工、投产新能源项目各1600万千瓦以上；青海省清洁能源装机突破8200万千瓦，新增清洁能源装机将接近1500万千瓦；甘肃省力争新能源并网装机突破8000万千瓦，反推新能源新增装机将超过1200万千瓦。粗略计算，仅上述省、区新增的清洁能源装机目标就接近2亿千瓦。
因此，为了确保这些目标的实现，各省应该按照本省的新能源规划目标，以及已经投产和下一年度（未来12个月）将完工投产的装机容量，参考当地相同资源条件下的风光电站平均利用小时数，测算出预计总的发电量，再考虑“136号文件”中强调的“单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量”的要求，以及保证一定程度的竞争（不能所有项目、所有发电量都能享受机制电价，否则就失去竞价的意义了），分别给定一个合理的折减比例，最终确定每年新增纳入机制的电量总规模。例如：某省，根据规划目标和各企业已完工项目和开工建设项目情况，已有100万千瓦风电和100万千瓦光伏项目完成并网，预计年底还有900万千瓦风电项目和500万千瓦光伏项目可以完工并网，根据每个项目具体场址的资源条件，风电年平均发电利用小时数3000小时，光伏年平均发电利用小时数1200小时，测算出预计的总发电量=（900+100）万千瓦×3000小时+（500+100）万千瓦×1200小时=372亿千瓦时。考虑单个项目纳入机制电量的比例为90%，为了保证一定程度的竞争，再设定90%比例，得出下一年度纳入新增纳入机制的电量总规模为372亿千瓦时×90%×90%=301.32亿千瓦时。
1.3 新能源产业对地方经济增长的带动，对地方税收就业的贡献，产业持续健康发展的需要
2024年，全国新能源行业产值约2.2万亿元，直接就业人数超300万人，减少二氧化碳排放约18.6亿吨。新能源行业已经成为重要的战略新兴产业，是重要的新质生产力，是绿色转型发展的新引擎。风电光伏已经成为很多地方经济的重要支柱产业。因此，各省在确定“年度纳入机制电量的总规模”时，要把支持新能源产业的持续健康发展，作为重要考量因素。各地资源禀赋不同，产业基础不同，发展目标也不同，不同技术类型的新能源造价成本也不同，要支持哪些产业、支持的力度大小，需要因地制宜。所以不同技术类型的新能源，需要分类确定电量规模，分类组织竞价。比如，可以按照海上风电、陆上风电、集中式光伏、分布式光伏分类确定电量规模，分类竞价。
目前，辽宁、广东、山东、江苏、广西等沿海省份都在加大海上风电资源开发利用，致力于提高能源自给率，尽快实现碳达峰、碳中和，并带动当地产业的发展，打造千亿产业集群。海上风电发展正处于从近海走向深远海的关键时期，造价和成本远高于陆上风电和光伏。只有保持一定的装机规模，才能通过市场拉动，促进技术进步，实现成本的进一步下降。因此，各省在确定“年度纳入机制电量的总规模”时，要把海上风电单独分类。根据各省的海上风电发展规划，以及前期经过竞配确定的项目容量，来确定海上风电项目的机制电量规模。例如：辽宁省在今年年初，通过竞配确定了700万千瓦省管海域的海上风电项目开发企业。假定这些项目在2027年12月全部并网完工，年平均发电小时数2800小时，如果确定单个项目进入机制电价的发电量上限为其年发电量的90%，这批项目可以在2026年组织机制电价的竞价工作。因此，2027年年度机制电量的总规模中，应该单独确定700万千瓦×2800小时×90%=176.4亿千瓦时的规模电量，作为海上风电项目竞价的电量盘子，这样才能确保这些项目的顺利实施。否则，没有一定“机制电量”的保证，这些项目前期投资决策失去了依据，有可能造成项目搁置，影响辽宁全省海上风电装机目标的实现，影响整个海上风电产业发展，甚至影响辽宁通过海上风电带动老工业基地转型发展战略目标的实现。广东、江苏、广西、山东都有同样的情况，均应该按照这种方式，分类确定电量规模，才能坚定开发企业的信心，维护国企投资决策的合规性，确保项目如期投产。
国家发展改革委、国家能源局、农村农业部在2024年4月联合发布“关于组织开展千乡万村驭风行动的通知”，旨在通过乡村风电开发建设助力乡村振兴。截至目前，已经有15省，出台了具体实施方案（含征求意见稿），批准项目规模超1300万千瓦。鉴于项目收入将作为村集体经济收入的重要来源，事关中央乡村振兴战略的实施，已经批准的项目和下一步还将开展的项目，应该给予优先倾斜，全部电量纳入机制电量，机制电价可以按照平均造价水平、各地资源情况和合理的全投资内部收益率（IRR）确定（上限不高于当地煤电基准价）。
1.4 本地区电力系统电源结构，电力消费结构和趋势，新能源消纳情况
为了实现碳达峰、碳中和目标，电力系统率先脱碳，是全社会实现碳中和的基础。这就要求新能源从补充能源逐步成为主体能源。有关研究综述显示：风光的装机容量只有达到最大负荷的3～8倍，才能够既满足每时每刻的电力需求，又实现电力部门温室气体减排80%以上。构建新能源为主体的新型电力系统面临一系列挑战。其中最重要的工作是，通过市场机制和技术创新，不断增强系统灵活性，以应对风光出力波动性带来的功率平衡问题。除了扩大电网平衡范围；建设各类储能设施；电力与工业、交通、建筑部门的进一步耦合；需求侧灵活性（智慧能源系统）；电力燃料化等等之外，合理规划风光装机配比是目前被广泛忽略，又极具现实和长远价值，可以快速缓解某些地区消纳瓶颈的重要手段。具体研究结论和规划方法，可以参考国家电网西北公司范越等的论文《风光配比对系统的影响及规划建议》【1】，结论是2030年西北地区风光最佳配比是3：1；中国电力科学研究院李湃等的论文《基于源荷匹配的区域电网风光储容量配比优化方法》【2】 ，结论是选取的某地区，风光最优配比是5.7：1。目前全国很多地区，风光配比明显是与最优结构相反的。因此，此次“136号文件”也为各地区调整新能源结构，使其达到最优比，提供了手段。
1.5 “双碳”目标
联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）研究认为，为把全球升温控制在1.5℃左右，2050年可再生能源应占电力供应的70%～85%。国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等机构的研究也指出，2050年全球85%～90%的发电将来自可再生能源。2023年中美关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明、第二十八届联合国气候变化大会的全球可再生能源和能源效率承诺，均提出努力争取到2030年全球可再生能源装机增至3倍。原国家能源局局长章建华发表署名文章指出：风电光伏是新能源发展的主体。2060年前实现碳中和，我国风电光伏装机规模将达到50亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。清华大学碳中和研究院发布的《中国碳中和目标下的风光技术展望》报告指出，在碳中和目标下，预计到2030年我国风光总装机容量有望达到22～24亿千瓦，2060年达到55～76亿千瓦。要实现上述测算目标，无疑新能源装机还需要保持持续增长。
目前新能源技术还在不断进步，电力市场还在完善中，绿色电力消费还处于起步阶段，新能源项目从“保量保价”过渡到全部进入市场，尚需一段过渡期。中国新能源产业，从无到有，从小到大，从跟随到引领，发展成全球首屈一指的战略新兴产业，其中最大的驱动力就是“可再生能源法”以及一系列与时俱进的政策措施。“136号文件”也是一样，各省只有因地制宜，将足够规模的新能源电量纳入“可持续发展价格结算机制”，才能实现新能源健康持续发展。否则，很可能造成新能源行业的硬着陆，装机规模断崖式下降，使产业发展半途而废，错失难得的发展机遇。
1.6 对终端电价的影响
“可持续发展价格结算机制”产生的差价，由电网企业开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。各地政府部门非常担心纳入“可持续发展价格结算机制”的电量多了，会导致系统运行费用增加，致使系统运行费用账户出现大面积亏损，需要通过工商业用户分摊，最终导致工商业电价上涨。
回答上述“可持续发展价格结算机制”会对工商业用户电价产生什么样的影响，我们可以从两个视角来看，一是根据市场交易情况，看差价结算结果是正值，可以补贴系统运行费用；还是负值，增加了系统运行费用的负担？另一个视角是更本质的问题，随着可再生能源并网规模的增加，会如何影响终端电价？
1.6.1 差价结算是正还是负？
按照“136号文件”规定，差价结算费用=机制电量×（市场交易均价-机制电价）。在现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。所以，差价结算正负取决于市场交易均价和机制电价的差。
我们假定机制电价，分别是各地煤电基准电价和根据各地新能源造价水平，资源情况（决定年发电量），合理的全投资内部收益率（IRR）6%，推算出的电价，即锁定合理收益反推电价，我们姑且称为“合理收益电价”。应该注意这个“合理收益电价”假设的造价水平是不包含“非技术成本”的。目前，各地区多多少少都存在给新能源摊派非技术成本的行为。各省在确定“机制电价”的时候，要考虑这些已经为本省作出贡献项目的情况，合理确定“机制电价”，否则会严重影响这些项目的收益预期。当然，“136号文件”出台后，各省应该考虑各种非技术成本的摊派会带来的负面影响，按照中央要求取消各种摊派，让新能源回归到发电的本质，靠发电本身为当地经济发展和实现能源转型作贡献。
我们收集了2024年部分省份的风电光伏实时市场交易均价，中长期交易均价（风电光伏没有进入中长期市场的，按照发电侧煤电中长期加权平均价格确定），各地煤电基准电价，跟上述两种假定的机制电价对比见表三。
测算边界条件：发电小时数不考虑限电因素、造价不包含非技术成本；
煤电边际成本，参考备注【3】；
资料来源：国家气象局、国家电投《新能源电站单位千瓦造价标准值（2024）》、鉴衡认证。
从表三可以得出结论：
1） 按照目前市场交易情况：
——如果按照煤电基准电价作为机制电价，除少数区域外，大部分区域差价结算是负值，会导致工商业电价上涨。
——如果按照风电光伏“合理收益电价”作为机制电价，大部分地区是正值，不会导致工商业电价上涨，还会为系统运行费用增加盈余，可以进一步补贴辅助服务，或者降低工商业电价。
2）随着风电光伏并网规模的增加，风电光伏实时市场交易均价理论上会不断下降，会不会最终导致市场交易均价小于“合理收益电价”，从而使差价结算变为负值？
目前，我国煤电发电量占比仍高达60%，风光发电量占比较大的地区也只有20%～30%，所以在现货市场上，绝大部分时间边际机组都应该是煤电机组。因此煤电机组是边际机组的时候，按照边际成本定价的市场规则，出清价格至少是煤电的边际成本。参见表三，煤电边际成本比风电光伏“锁定合理收益率反推电价”高1～2毛左右。因此，如果机制电价按照“锁定合理收益反推电价”确定，系统运行费用账户就是盈余的。正如张树伟博士在其“中国试水新能源价格新机制，电力部门脱碳加速？”文章中阐述的：“在山东市场，煤电发电量占比仍高达70%，在大多数时间，煤电机组应该是决定市场边际成本的主导因素。由于煤电的边际成本通常是大于零的（因为燃料、运维成本较高），理论上市场电价也应该保持一个正值。但现货市场出现过连续十几个小时的负电价。这是煤电通过长期合同锁定80%以上的发电量与高价格，现货市场规模受限，新能源进入“自我彼此竞争”的双边交易。造成现货小市场维持“余量”市场，造成风光发电时段电价长期低迷，大幅低于机制电价。”这种情况不扭转，市场规则不进一步完善，一定会导致系统运行费用大幅上涨，由工商业用户分摊，最终导致工商业电价上涨。因此，“136号文件”能否落实好，不仅取决于该文件本身，还需要电力市场规则的修订完善。
1.6.2 可再生能源并网规模的增加，会导致终端电价的上涨还是下降？
关于这个问题，我们可以借鉴德国可再生能源并网规模不断增加，对终端电价带来的影响。张树伟博士在《转型中的电力系统》一书中提到：“德国平均意义上的趸售电水平，在2008年之后，从60欧元/兆瓦时以上一路下跌，到2016年，平均已经不到40欧元/兆瓦时，也就是3～4欧分/千瓦时的水平，在某些时段时不时出现负的电价水平。英国经济学人杂志的文章《How to lose half a trillion euros》生动地描述了这一过程。众多文献的检验表明，在当前的电源结构下，可再生能源每增加100万千瓦，市场的价格水平可能就跌落6～10欧元。
美国市场中，Weber和Woerman(2022)对得克萨斯州电力市场2012～2019年数据的回归分析显示：每增加1GWh的风力发电量，就会使批发电价平均下降0.26美分/kWh，而且这种影响在统计学上非常显著。这与需求下降的效应基本相同。进一步逐小时分别回归显示：价格影响的大小是由化石能源机组供应曲线的边际斜率决定的，在剩余需求较大（风光出力不足）的时候，价格影响更大。
那么，消费者从下降的电价中会得到好处吗？对整体电力消费者而言，短期内答案无疑是肯定的。因为可再生能源大量的利润从德国发电商转移到了用电用户。
2008～2015年，德国电力批发市场现货价格下降超过50%，从70～80欧元/MWh的水平下降到了不足30欧元/MWh。原因是多方面的，包括2008年世界金融危机之后能源价格的低迷（可以解释价格下降超过1/4）,经济因素造成的需求不振与碳价格的走低（可以解释超过1/4），以及我们在本章分析的可再生能源的“调度次序”效应，贡献也超过1/4。2016～2019年则有所反弹，其反弹也是多种因素作用的结果，包括天气造成的可再生能源出力减少，以及同期的碳市场价格越来越高，达到明显的50欧元～100/吨的水平。”
图一：德国批发市场电价下降50%以上的贡献因素
由上可见，我国新能源发电量占比远没有达到德国风光发电量占比47%的程度，远没有达到因为新能源并网规模增加，导致系统成本的大幅度增加的程度。因此，新能源度电成本已经远低于煤电机组，新能源电量参与现货市场交易，一定会降低市场交易电价，降低终端用户电价水平。新能源红利能否传导到终端用户，关键是市场规则的设计和制定。
总之，发展新能源不仅不会导致终端电价的上涨，反而是保障电价长期稳定，规避化石能源价格剧烈波动的稳定器。
2.如何确定具体增量项目的机制电价和机制电量
“136号文件”规定：“2025年6月1日起投产的新能源增量项目，机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。”
具体项目的机制电价和机制电量需要通过竞价的方式来确定。关于竞价的具体操作，有如下几方面内容需要通过实施细则予以明确：
2.1 参与竞价的项目资格条件、竞价工作组织频率、失信的惩罚机制
文件规定“已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价”。
关于“投产”，各省需要明确定义，避免今后产生争议，就像2019年取消补贴的政策文件中对“并网”，没有明确的定义，导致产生不同的理解，因涉及众多项目能否拿到补贴，造成很大的矛盾。所以，规定清楚“投产”是“项目批准容量全部建成并网”，还是其他，非常必要。
因新能源建设速度较快，文件允许“未来12个月内投产”的项目参与竞价，投资企业可以在开工前或投资决策前，明确是否能享受机制电价政策，可以减少投资收益的不确定性，有助于坚定企业的信心，提高企业投资新能源项目的积极性。但需要注意的是，如果入选项目未能如期投产怎么解决，“136号文件”规定，机制电价政策执行的期限，从项目申报的投产日期开始计算。项目如果不能如期投产，会减少项目享受机制电价政策的时间，扣除延期时间对应的机制电量。比如某项目通过竞价确定的机制电量总数是2000万千瓦时，项目投产时间延期半年，则该项目享受机制电量的总数，要扣除1000万千瓦时。除了这个之外，是不是还需要其他惩罚措施，比如规定可以延迟的期限（半年？九个月？），过了期限取消资格，甚至投资主体一段时间内不能参与新项目的竞价。制定一定的惩罚措施，是为了避免企业拿不具备建设条件的项目参与竞价，扰乱竞价秩序，导致价格失真，并且浪费指标，影响新能源项目建设规模。
关于开展竞价工作的频次，各地可根据本地区新能源项目规划核准备案情况和开发节奏，多次组织、随时组织。
2.2 确定机制电量、机制电价的基本原则和方法
“136号文件”规定：竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
参与竞价的项目报量报价，将所有项目按申报价格由低到高排序，直至满足此次竞价确定的总机制电量规模。按照边际出清的方式确定出清价格，即最后一个入选项目的申报价格作为此次竞价的机制电价，但不得高于竞价上限。例如：某省2026年组织竞价工作，根据发展需要，按照海上风电、陆上风电、集中式光伏、分布式光伏分类确定了总机制电量规模。我们仅拿陆上风电为例，比如此次竞价确定的陆上风电总机制电量规模100亿千瓦时，竞价上限0.35元/千瓦时。共有ABCDEF六个项目参与竞价，A项目申报电量20亿千瓦时，电价0.25元/千瓦时；B项目申报电量10亿千瓦时，电价0.26元/千瓦时；C项目申报电量35亿千瓦时，电价0.28元/千瓦时；D项目申报电量20亿千瓦时，电价0.29元/千瓦时；E项目申报电量30亿千瓦时，电价0.3元/千瓦时；F项目申报电量15亿千瓦时，电价0.32元/千瓦时。按照边际出清的规则，ABCD项目按照自己的申报电量入选，但他们的总电量加总85亿千瓦时，比机制电量总规模还差15亿千瓦时，则项目E可以有15亿千瓦时电量入选，F项目不入选，但保留其参加后续竞价的资格。最终机制电价按照项目E的申报价格0.3元/千瓦时确定。边际出清价格不能高于最高限价。
边际出清是确定机制电量和电价的基本原则和方法，但其中有些具体问题还需要进一步明确：
2.2.1 参与竞价的单个项目如何申报电量
“136号文件”规定单个项目申请纳入机制的电量“可适当低于其全部发电量”，各省可以根据新能源项目技术成熟度、成本造价、发展需要、发电量预测偏差、省内项目竞争程度确定单个项目的申报电量的最高比例，比如80%～90%。例如：某风电项目的装机容量是50万千瓦，当地同类资源区风电项目平均发电利用小时数是3000小时，则该风电项目预测发电量为15亿千瓦时（50万千瓦×3000小时）。如果规定的最高申报电量比例上限为85%，则该风电项目申报的电量上限为12.75亿千瓦时（15亿千瓦时×85%）。
目前，海上风电造价水平较高，发电量不确定性高，投资风险较大，产业处于技术创新和成本下降的关键期，需要重点扶持。因此，对于海上风电项目，单个项目允许申报的电量比例可以适当加大，至少90%。
2.2.2 当边际项目的电量不能全部入选时，如何操作
边际项目的申报电量加总后，很难正好与总机制电量规模一致。会有几种各不同的情景，举例说明如下：
情景一：某省风电竞价规模为100亿千瓦时，竞价上限为0.34元/千瓦时。风电场A申报电量50亿千瓦时、申报价格为0.29元/千瓦时，风电场B申报电量为25亿千瓦时、申报价格为0.30元/千瓦时，风电场C申报电量为25亿千瓦时、申报价格为0.32元/千瓦时，风电场D申报电量为100亿千瓦时、申报价格为0.33元/千瓦时。根据竞价原则，机制电价为风电场C申报的0.32元/千瓦时；风电场A申报的50亿千瓦时、风电场B申报的25亿千瓦时、风电场C申报的25亿千瓦时全部纳入机制。风电场D不纳入机制，保留其参加后续竞价的资格。
情景二：某省风电竞价规模为100亿千瓦时，竞价上限为0.34元/千瓦时。风电场A申报电量50亿千瓦时、申报价格为0.29元/千瓦时，风电场B申报电量为25亿千瓦时、申报价格为0.30元/千瓦时，风电场C申报电量为25亿千瓦时、申报价格为0.32元/千瓦时，风电场D申报电量为100亿千瓦时、申报价格为0.32元/千瓦时。根据竞价原则，机制电价为风电场C和风电场D共同申报的0.32元/千瓦时；风电场A申报的50亿千瓦时、风电场B申报的25亿千瓦时全部纳入机制，减去风电场A和B申报的75亿千瓦时，机制电量规模还剩余25亿千瓦时。如何在风电场C和D之间分配？
情景二出现了边际项目的申报电量不能全部纳入的情况。极端情况下，对于边际项目，还剩极少可以分配的机制电量，与该项目申报电量差距很大。比如风电场D，如果享受的机制电量远远小于其申报电量，会导致该项目的收益不确定性增大，影响投资决策，针对这种情况，需要制定妥善的处理办法。
比如，允许其可自主选择按竞价结果执行或者退出本次竞价。一旦项目选择退出，则出现竞价产生的电量规模低于事前确定的总规模的情况。情景二中，如果风电场C和D均选择退出本次竞价，则此次竞价产生的电量规模比确定的100亿千瓦时的总规模，减少了25亿千瓦时。
另外的方式是将该项目申报电量全部纳入机制，结果是竞价产生的电量规模大于竞价规模。情景二中，如果风电场C和D申报电量全部纳入，则此次竞价产生的电量规模增至200亿千瓦时。如果增加的机制电量很大，可以在下一次竞价，确定总机制电量规模时，适当减少。
还可以按他们申报电量的比例进行分配，风电场C有5亿千瓦时，风电场D有20亿千瓦时入选，风电场C和D可以自选是不是接受这种分配方式。
总之，如何平衡边际项目的电量和总规模电量，需要拿出具体的办法，才能确保竞价工作公平科学合理。降低投资企业的不确定性风险，维护投资企业的积极性。
3.入选项目如何进行差价结算
针对单个项目的差价结算，文件规定“对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。”
即，月度差价结算费用=当月分解的机制电量×（机制电价-当月市场交易均价），当单个项目在现货市场获得的交易均价高于机制电价时，电力企业退回相应费用给电网公司；在现货市场获得的交易均价低于机制电价时，电网公司负责补偿相应费用。电网公司结算后纳入系统运行费用。这里面需要注意的是，作为结算的参考电价（市场交易均价），不是单个项目自己本身的市场交易均价，是所有同类项目的当月市场交易加权均价。完成月度差价结算工作，需要确定如下事项：
3.1 单个项目年度机制电量如何分解到月度
简便易行的方式，就是制定一个比例，每月按照单个项目实际上网电量乘以该比例，作为月度结算的机制电量。这个比例可以每个月都一样，也可以每月单独确定。但无论何种方式，12个月内，月度结算的机制电量累计达到年度机制电量时，当月超过部分及后续月份不再执行机制电价。如果12个月累计未达到年度机制电量，缺额部分将不再予以清算，不跨年滚动。
（1）每月按照统一比例结算，该比例可以是竞价确定的机制电量与预测的年总发电量的比值。月度结算机制电量等于各月实际上网电量与该比例的乘积。
例如，某风电项目竞价确定的年度机制电量12亿千瓦时，预测年总发电量15亿千瓦时，则每月结算的机制电量，是当月实际发电量的80%。
下表数据展示实际上网电量超过预测电量的情况，1-10月按所有上网电量的 80%计算，到11月份仅需要0.8亿千瓦时即可达到年度机制电量，11月剩余部分以及12月电量将停止执行。
下表数据展示小风年或者市场交易导致实际上网电量小于预测电量的情况，12个月累计仅有10.88亿千瓦时进入机制电量，不足12亿千瓦时的1.12亿千瓦时（=12-10.88亿千瓦时）部分不再滚动至下一年。
（2）投资企业和政府事先确定各月比例，月度结算的机制电量等于各月实际上网电量与给定的各月比例的乘积。
例如，某风电项目年度机制电量12亿千瓦时，各月度比例事先确定。
下表数据展示实际上网电量超过预测电量的情况，1-10月所有上网电量均按事先确定的百分比计入，到11月仅需要0.8亿千瓦时即可达到年度机制电量，11月剩余部分以及12月电量将停止执行。
下表数据展示小风年或者市场交易导致实际上网电量小于预测电量的情况，12个月累计仅有10.91亿千瓦时进入机制电量，不足12亿千瓦时的1.09亿千瓦时(=12-10.91 亿千瓦时)部分不不再滚动至下一年。
（3）为避免由于设置比例而导致实际上网电量超过12亿千瓦时而纳入机制电量小于12亿千瓦时的情况，可选择每月按照全部电量计入，直到达到12亿千瓦时为止。
如果出现实际上网电量小于12亿千瓦时的情况，企业还是要自认损失，不向下一年滚动。
3.2 如何确定差价结算的参考价（市场交易均价）
“136号文件”规定，在电力现货市场连续运行地区，将同类项目的月度发电侧实时市场加权平均价格，作为结算的参考价。
举例说明：某省电力现货连续运行，假设全省共有A、B、C、D 4个风电场，分别位于不同节点。某月，A风电场实时市场加权平均电价是0.2元/千瓦时，实际上网电量2.5亿千瓦时；B风电场实时市场加权平均电价是0.25元/千瓦时，实际上网电量2.5亿千瓦时；C风电场实时市场加权平均电价是0.3元/千瓦时，实际上网电量2亿千瓦时；D风电场实时市场加权平均电价是0.35元/千瓦时，实际上网电量2亿千瓦时。当月本省风电项目的结算参考价是：（0.2×2.5+0.25×2.5+0.3×2+0.35×2）/（2.5+2.5+2+2）=0.27元/千瓦时。每个项目该月结算的费用分别是：
（1）假定机制电价是0.25元/千瓦时，每个项目的月度机制电量都是1.5亿千瓦时，每度电结算差价是0.25-0.27=-0.02元/千瓦时。所有风电场都应该退还一部分费用，A风电场机制电量的结算费用=1.5亿千瓦时×（0.2-0.02）元/千瓦时=2700万元；B风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.25-0.02）元/千瓦时=3450万元；C风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.3-0.02）元/千瓦时=4200万元；D风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.35-0.02）元/千瓦时=4950万元。
（2）假定机制电价是0.3元/千瓦时，每个项目的月度机制电量都是1.5亿千瓦时，每度电结算差价是0.3-0.27=0.03元/千瓦时。所有风电场都可以获得补偿，A风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.2+0.03）元/千瓦时=3450万元；B风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.25+0.03）元/千瓦时=4200万元；C风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.3+0.03）元/千瓦时=4950万元；D风电场机制电量结算费用=1.5亿千瓦时×（0.35+0.03）元/千瓦时=5700万元。
电力现货市场未连续运行地区，将交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格作为参考价。结算办法跟上述现货连续运行期一样。
3.3 绿色电力证书归属
“136号文件”明确提出纳入机制的电量“不重复获得绿证收益”，这部分绿电的环境收益理论上应该归属承担差价结算费用的工商业用户，但如何分配和使用，需要各省进一步明确。
4. 如何确定执行期限、开始执行时间
“136号文件”规定增量项目，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定。目前，各省新能源项目回收初始投资的时间基本在8～12年，各省可根据本地实际情况，分别确定海上风电、陆上风电、集中式光伏、分布式光伏的执行期限。纳入机制的新能源项目可以在执行期内自主选择退出，但退出之后，不能再次进入机制。执行期内新能源项目机制电量每年是否可以自主调整？对于2015年6月1日前投产的存量项目文件规定可以，每年在机制电量规模范围内可以减少，但不得高于上一年。对于新增项目，文件没有明确规定，需要各省在实施方案中确定。
文件规定执行机制电价的起始时间按项目申报的投产时间确定。但是，项目实际的投产时间与其申报的投产时间不一致时，如何处理需要确定。如项目提前投产，则按项目申报的投产时间开始执行，执行期限时长不变。如项目未按期投产，则从实际投产日期开始执行，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效。此种情况下，执行期限仍然从申报的投产时间开始计算且保持不变，即项目实际的执行期限缩短，会减少享受机制电量的规模。
5. 其他需要明确的问题：
5.1 竞价上限和竞价下限如何确定？
（1）竞价上限按照文件规定，考虑合理成本收益，绿色价值，电力供需形势，用户承受能力等因素确定。为了跟原有政策衔接，政策实施初期可考虑以当地煤电基准价作为上限。
（2）竞价下限按照文件规定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定。因此竞价下限可以按照海上风电，陆上风电，集中式光伏，分布式光伏，等不同技术类型的平准化度电成本（LCOE）确定。
5.2 取消“强制配储”能否有效贯彻实施
各省新能源场站“强制配储”政策实施以来问题凸显，尤其是利用率不高，很多项目沦为“晒太阳工程”。“强制配储”带动了储能设备市场快速增长，但“建而无用”引发低质低价无序竞争，造成利弊驱逐良币，最终影响储能行业技术进步和可持续发展。“强配储能”投资效率低下，很多项目纯属投资浪费，无谓增加了新能源投资企业的负担。储能实现其应有的价值，还需要建立市场机制，通过市场化方式不断增加储能市场规模，才能实现储能行业的健康发展。
“136号文件”针对“强配储能”的诸多问题，规定“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件”。无疑为新能源企业减负的同时，也为储能行业市场化发展指明了方向。“136号文件”发布后，贵州、云南、广东肇庆高要区分别发文，继续强制要求新能源项目配置储能。这些与中央不一致的政策文件的发布，能不能及时取缔，取消“强制配储”政策能不能有效落实，取决于各省政府部门的正确认识和政治觉悟。否则，将会影响“136号文件”的具体实施。
5.3 取消新能源不合理分摊费用
目前，各地区都出台了“电力并网运行管理实施细则”和“电力辅助服务管理实施细则”。2024年2月7日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了“建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知”（发改价格[2024]196号）。这些政策文件，都规定了新能源项目要承担的辅助服务费用。新能源电量全部进入电力市场，从所谓的“未参与电能量市场交易的上网电量”，变为与煤电同等地位的“市场化”电量。按照“发改价格（2024）196号”文件和“136号文件”，这些辅助服务费用，就不能再给新能源项目摊派。各地区对新能源项目分摊费用不尽相同，如何确定哪些费用属于不合理分摊费用，需要相关政府部门认真梳理，按照公平合理的方式统一规范，新能源项目在这些方面要与煤电一视同仁。
三、各部门协同是“136号文件”实现预期目标的基础
“136号文件”在保障措施章节中，着重强调要强化政策协同。新能源市场化改革，涉及各省价格主管部门，能源主管部门，电力运行主管部门，涉及电力市场规则的具体设计制定，涉及新能源发展规划目标的落实，涉及新能源产业的健康发展，涉及我国能源转型和能源安全，涉及党中央国务院碳达峰、碳中和目标的实现，影响不可谓不大。但不同部门都有着各自的视角和政策目标，关注的方面也不尽相同，政策落实过程中，难免产生冲突和矛盾。如果缺乏协同，各自为政，难免导致政策偏离目标。因此，各省政府应该统一组织，成立由各个部门共同参与的细则起草和落实工作组，才能使这项意义重大、影响深远的政策实现初衷，促进新能源健康持续发展。
原标题：秦海岩：贯彻落实“136号文件”，促进新能源高质量可持续发展
