国家发改委、能源局2025年2月9日下发了“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】简称“136号文”）。可以认为是我国在可再生能源比例不断升高，电力市场不段深入推进的新形式下践行《可再生能源法》，促进能源安全、环境保护等目标以更高效、更低成本的方式实现的重要举措，将对风电、光伏发电等产业发展、电力市场的发展、甚至整个能源系统的发展产生深远影响。
（来源：走进电力市场 作者：华南理工大学电力学院 荆朝霞）
136号文中提出的一些措施和方案大多是原则性的，具体落地需要结合各地电力市场建设情况、新能源发展情况等进行具体细节的设计。但是，由于相关设计涉及到技术和经济、市场和政策、中长期和现货、交易与结算等多个领域，是一个复杂的系统工程，且没有太多经验可借鉴。在相关政策、细则的制定过程中，如何把握“坚持”和“创新”的关系，既坚持国家制定政策的基本宗旨、实现其“初心”，又结合实际情况进行具体执行方式的“创新”，既避免落地措施与上级政策不一致造成违规，又避免简单执行上级政策导致本本主义、教条主义，是政策、规则制定者需要注意的，但也面临非常大的挑战。
本文从国家相关法律、法规、政策等出发，分析136号文的初心，对其落地、执行中存在不同理解的一些条款进行讨论并提出建议，促进相关共识的达成及可再生能源的可持续发展，保障国家能源安全和环境保护等战略更好实现。
由于136号文的制定、落实涉及较多的机制、政策和理论，为了让不同读者都能清楚相关背景和原理，本文分两个部分。第一部分主要介绍一些要点，第二部分则按类型分别详细介绍相关文件、法律等的规定、分析及建议。
第一部分 要点
（一）136号文的背景及意义
可以认为，136号文是新形势下践行《可再生能源法》和《能源法》等的创新举措，一方面要求完善市场交易和价格机制并促进新能源全面进入电力市场和公平参与交易，一方面通过建立“新能源可持续发展价格结算机制”（简称“结算机制”或“机制”）给风光新能源提供支持，促进新能源可持续发展。
之所以说是新形势下的新举措，是由于之前的支持新能源、可再生能源的政策、机制早早期可以实现预期的目标，但新形势下无法促进目标的实现。具体见图1、图2和图3。
图1 新能源占比低下传统支持政策的效果：实现预期目标
图2 新能源占比高下传统支持政策的效果：无法实现预期目标
“结算机制”可以认为是一种适应中国电力市场的政府授权差价合约机制，通过这个机制的实施可促进政府和市场的协同作用，以及可再生能源的可持续发展。136号文不仅对新能源，对整个电力市场的可持续发展都有重大意义：让市场在资源配置中起决定性作用，还原电力市场的价格；政府重点解决市场失灵等问题，并促进不同政策的统筹。
图3 136号文新机制下支持政策的效果：实现预期目标
为了更好执行、细化136号文，解决好“创新”和“违规”之间的关系，需要对其背景、理论基础、发展趋势等有深刻理解，一方面保证136号文的核心原则要坚决执行不动摇，另一方面要结合各地实际情况进行创新，进一步完善、发展136号文提出的相关举措和方法。
（二）如何更好理解文件初心和进行创新的落地
1）136号文支持新能源的举措是发展混合经济、混合电力市场，实现政府和市场统筹，在保证市场作用的同时使政府更好发挥作用的一种创新探索，提出建立的场外的“可持续发展价格结算机制”的目标是给新能源稳定的、足够的支持和保障，但同时让其全面进入市场激励其主动参与市场，主动降低系统的消纳成本。
2）相关政策制定部门，要特别注意给市场、行业，特别是投资者较为稳定的预期，尽量消除政策不确定性对行业带来的不利影响。一个正面的例子是英国对可再生能源的差价合约机制中，对中标的获得合约的企业，对一些未预料的法律、政策等的变化对企业收入、成本的不利影响进行补偿。
3）国家层面尽快根据《能源法》和《可再生能源法》，给出中长期，特别是较长期的可再生能源发展的目标和规划，为相关行业，特别是光伏行业的投资者提供投资决策的依据，稳定行业预期，避免出台了一个好的政策，但由于相关配套没及时跟上影响行业稳定的、可持续发展，避免行业发展大起大落。澳大利亚2014年可再生能源政策是一个反面的例子。
4）对各地制定的与上位的法律、文件不完全一致的做法，判断是“创新”还是“违规”的一个重要依据是做法是否与法律、文件的目标、初心一致。136号文可以认为是新形势下践行《可再生能源法》的重要举措，初心是通过财政补贴支持可再生能源的发展，实现能源安全、环境保护等目标。美国、英国、欧洲等国家和地区近年，特别是俄乌战争以来能源政策的变化是实际的案例，说明能源安全是国家能源政策最主要的目标。
5）由于提出的“结算机制”是一种新的机制，必然存在很多尚未研究清楚、缺乏达成一致认可的最佳实践的问题，需要摸着石头过河，允许各地创新，避免机械解读、落地文件，避免本本主义、教条主义。
（三）对落地中一些关键问题的建议
1）新能源如何参与日前市场。新能源全面进入电力市场，价格由市场形成，如何参与市场、参与哪个市场、以何种比例参与具体某个市场，都应该由市场主体自主决策，136号文的一些提法是建议性的，不是强制性的，比如：“自愿参与日前市场”不意味着不能参与日前市场。需要明确日前市场的性质和作用，如果日前市场有结算义务，可以将日前市场看为更接近交割的“远期市场”（forward market），需要要求、区分风光等波动性可再生能源在日前市场的两种申报：功率预测即最大发电能力、希望在日前市场销售的功率。日前市场应要求包括风光在内的所有发电资源申报发电能力数据，但多少比例在日前市场销售由市场主体根据预测准确性、对风险的控制要求等自主确定。需要注意的是，如果日前市场有结算义务，应是双边的市场，即市场出清结果、出清价格由供、需双方的报价共同形成，这里的“报价”是指市场的申报数据，可以是有价格弹性的“报量报价”类申报，也可以是没有价格弹性的“报量不报价”类申报。需要在市场规则中对“报量不报价”进一步进行区分：报的量是否参与出清、是否按所在节点的价格结算。将不同层次的概念用同一个词表达容易产生混乱和歧义。如果日前市场没有结算义务，日前市场就主要起到预出清和机组组合的作用，但也需要要求新能源机组在日前市场申报发电能力相关数据。如果日前市场选择具有结算义务的模式，为了避免日前市场和实时市场价格过大的差别，还需要对虚拟投标相关机制进行设计。建议：已经进行现货市场连续结算试运行的地区，需要结合136号文，对现货市场的逻辑进行更加清晰的定义、说明和进一步的优化完善。不同类型的现货市场模式都可以很好运行，关键是不同的机制之间要协调、自洽。在此基础上，再对新能源参与现货市场的模式进行讨论。
2）参与“机制”的电量是否可以进行其他形式的差价结算。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，......初期不再开展其他形式的差价结算。”如何理解这句话，如何执行？前面提到，政策设计的初衷，是将“机制”看为一种“场外”的机制，希望通过“机制”给相关投资者较为稳定、合理的收益，但希望包括新能源在内的所有市场主体公平参与市场，承担相关成本。因此，是否参与“机制”，不应影响市场主体如何参与市场交易的策略。对获得“机制合约”的市场主体，由于一部分风险已经被规避，其参与市场化中长期交易的动机确实会减小，但不宜硬性要求其不能参加。为更好理解这个问题，需要理解全电量集中出清的现货市场下，中长期“差价结算”和“差量结算”两种模式的差别。全电量集中出清的现货市场模式下，中长期合约本质上就是一个差价合约，但需要明确交割点。这里的交割点就是差价合约的参考点，交割点的电价即差价合约的参考价。如果以用户侧结算点作为交割点，发电侧主体即使签订了中长期合约，仍有一部分风险没有被规避，即发电上网点到用户侧交割点的风险。当前一些市场通过按邮票法计算中长期阻塞费等规避了这个风险。由于我国电力市场在136号文之前没有其他形式的差价合约，所有中长期合约相当于是以日前市场的用户侧统一结算点的价格作为结算参考价，在不考虑中长期阻塞费的情况下，“差价”结算和“差量”结算是一样的。在未来，由于可能有更多形式的差价合约出现，比如136号文“机制电量”对应的“机制合约”，“差价”结算和“差量”结算结果就不一定一样，具体还与统一结算点的定义、中长期阻塞费的收取和阻塞盈余分摊方法等有关。建议：从制度上应允许参与“机制”的电量自主选择是否进行其他形式的交易，包括差价合约形式的交易，以实现对自身交易风险的规避和其他的市场目标。由于“机制合约”事实上会规避一部分市场风险，与现有的中长期合约起到类似的作用，而且当前市场中的中长期合约的价格也未与现货市场收敛、未完全反映现货市场的价格，因此同一电量现有的“市场化中长期合约”和“机制合约”的叠加可能造成发电企业的“空头”，从而增加市场风险。这里对“市场化中长期合约”加引号，是由于现在的中长期合约的交易、价格都是受到比较严格的控制的，其实承载的是类似政府授权合约，即“机制合约”的作用。建议初期可以考虑用以下方法对现有的中长期合约进行处理：将一部分已经签订的市场化中长期合约按设定的规则转化为“机制合约”，在此基础上，允许市场主体自由、自主签订市场化差价合约。同时，需要尽快明确关于中长期交割点、中长期阻塞费、阻塞盈余分配等方面的规定，要形成逻辑自洽的规则体系，在此基础上交易机构需要根据所在地区的具体市场规则配套开发新的差价合约品种，帮助市场主体规避不同类型的风险，如与位置相关的风险。
3）“机制合约”结算中参考价的计算。文件指出，“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”。首先需要明确，“机制”的作用是尽量降低新能源主体无法控制的政策相关的市场风险，参考价的计算应根据所在市场的情况，考虑相关主体的行业平均的合约情况。在国外比较成熟的电力市场，中长期市场和现货市场，日前市场和实时市场的价格都是比较收敛的，市场采取了很多措施促进市场的流动性、促进价格的收敛。但在我国，很多因素导致中长期市场和现货市场，日前市场和实时市场的价格都不收敛：不同市场受到不同的管控措施，事实上造成了不同的供需比和市场力，市场之间的收益回收机制限制了市场之间的流动性进而也影响了不同市场的收敛。在这种情况下，仅采用某个时间尺度的市场，无论是日前市场，实时市场，还是月度市场，年度市场，对市场主体都会有较大的风险。建议：至少在初期，不同时间尺度的价格尚未收敛，存在较大差别的情况下，参考价采取多市场加权平均的方式，比如按市场平均行情设定年度、月度、日前和实时市场价格的比例。从激励市场主体投资选址时考虑系统成本等角度，计算现货市场的参考价时，应以新能源发电量为权重根据新能源所在节点的电价计算。
4）“机制合约”相关成本的分摊。根据文件，“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”。根据前述分析，建立“机制”的目的是考虑国家能源安全、环境保护等战略给相关新能源投资和运行者以支持，机制电价和市场交易均价之间的差价，反映的是新能源发电的外部性价值，根据笔者对《可再生能源法》的基本原则和精神的理解，应在尽量大的范围分摊，如在全国范围内通过可再生能源附加分摊。《可再生能源法》2005年颁布，2009年修订，当时本轮电力市场尚未开启，要用发展的眼光理解相关描述。总的宗旨是：与常规能源一致的成本，在当地电价中反映，超过常规能源的成本，在全国范围分摊。“机制合约”的差价成本，本质上反映的就是现货市场下超过常规能源的成本。建议：现货市场规则中，更加清晰、准确对“系统运行费”等概念进行定义，明确其内涵，不同内涵的费用有不同的分摊原则。对“机制合约”的成本，应在尽量大的范围分摊，尽量减小对所在位置、所在时间的电的价格的影响和扭曲。
5）其他需要进一步研究的内容：对“机制合约”按容量还是电量进行竞拍；机制电量是否可以、如何进行滚动；如何确定年度总合约量；如何组织竞拍；如何核定执行价即机制电价的最高限价；取消新能源强制配储后如何支持储能的发展等。国际上有很多相关的经验，虽然由于其市场模式、政治经济环境等不一样，不能直接照搬，但很多做法还是很值得借鉴的。需要在深入理解其各规则、方案的内涵、背景的情况下，既借鉴其核心理念，又不简单照搬。
第二部分 详细分析和讨论
一、136号文核心思路、目标及理论依据
（一）136号文核心思路及目标
本部分核心内容：1）放松政府对市场的管制，优化能源政策的实施方式，促进风光新能源全面进入电力市场公平参与交易，上网电价通过市场形成；2）通过新能源可持续发展价格结算机制即政府驱动的差价合约（机制合约）反映能源安全、环境保护等外部性价值，更好实现混合电力市场下政府与市场的统筹，实现能源保供、成本可承担等目标，是在可再生能源比例不断提高和电力市场不断深化推进的新形势下践行《可再生能源法》等的举措，但其目标是否达成取决于落地措施细节的设计，需要结合各地实际在保证遵循总目标的情况下进行创新。3）欧美的相关法律以及俄乌战争以来能源政策的调整事实都说明保障国家安全是能源相关政策的首要目的，即保障基本的能源供应，以及可承受的、可控的能源价格水平。
要点1-10
——136号文核心思路和目标
【1】136核心思路 136文的核心思路是：一方面放松政府对市场的管制，还原电力商品价格，加强电力市场的技术中立性；另一方面优化能源政策的实施方式，建立“可持续发展结算机制”（简称“结算机制”），在尽量减小对市场优化资源配置和反映市场供需的价格形成的影响的基础上实现相关政策目标。
【2】136放松管制方面的举措放松管制 方面的举措包括：风光新能源全面进入电力市场公平参与交易、价格由市场形成；放宽现货市场的价格限值；取消新能源强制消纳、强制配储的要求。
【3】可持续发展价格结算机制的内涵结算机制 可以认为是政府与新能源发电企业签订的一种合同，即一种政府授权合约——政府驱动（或者说政府主导）的差价合约（后简称“机制合约”），是政府在电力市场外建立的一种政策机制，目的是在市场外给风、光等新能源补贴以稳定、保障其合理收益，以降低其融资成本、反映其外部性价值。
【4】为什么采用市场外的机制合同 通过市场外的机制合同而不是以传统的固定价格的方式对新能源补贴，目的是尽量减小政策对市场价格的扭曲，以更好实现政府和市场的统筹，让政府在不影响市场效率的情况下更好发挥作用，这是混合电力市场，也是整个混合经济需要解决的核心的、关键的问题。
【5】“市场外”的内涵 “市场外”的内涵和目的是：“机制合同”的执行不影响或尽量减小对电力市场交易的影响，使得电力市场交易中形成的各种价格能较准确反映各种资源的真实的社会价值。
【6】风光新能源的外部性 风光等新能源的外部性主要体现在两个方面：能源安全、环境保护，这在我国的《可再生能源法》、《能源》，以及欧美典型国家的相关法律和政策中都有反映。
【7】国家能源安全外部性 俄乌战争以来欧美各国能源政策的调整从事实上说明保障国家能源安全是能源政策的最首要的目的，即保障基本的能源供应，以及可承受的、可控的能源价格水平。
【8】136号文面对的新形势 136号文可以认为是在新形势下践行国家《可再生能源法》、《能源法》的举措，这里的新形势主要包括两个方面：电力系统中风、光等间歇性、波动性可再生能源比例升高，电力市场特别是现货市场的推进。
【9】《可再生能源法》主要立法目的 2005年发布、2009年修订的《可再生能源法》，明确了该法的主要目的：促进可再生能源的发展，以实现能源安全、保护环境等目标。促进可再生能源发展作是国家的一项重要的长期战略，专门制定相关法律是由于可再生能源具有外部性、公共品等属性，完全通过市场无法引导出合适规模的容量，需要通过法律明确国家进行补贴、支持的合法性及具体方式。
【10】差价合约方法的优势及对细节创新设计的重要性 采用差价合约方式对新能源进行支持，相对以前的固定上网电价、固定补贴方式，一个可能的好处是更好激励新能源主动参与市场。但具体是否会真有这个好处，取决于合约的细节设计，包括参考价等参数的设计。在保证遵循相关法律、文件总目标的情况下，可以、需要摸着石头过河，结合各地实际进行创新的设计。
（二）可持续发展结算机制的理论依据和方法
本部分核心内容：1）“机制合约”对新能源补偿的是无法在竞争的市场中反映的外部性价值，合约收入=价差×合约量，价差=执行价-参考价。2）执行价和参考价一般基于行业标杆实践确定，分别反映行业单位标杆成本和市场收入。3）执行价可直接核定或通过竞争性招标方式确定，参考价应该反映企业可在市场获得的所有收入和支出。4）合约量可通过容量或电量的方式计量，如何选择取决于外部性的性质：能源安全外部性主要与发电能力有关，可通过与可用发电容量、利用小时数等相关的方法补偿。5）总合约量的设定综合考虑政策目标及可负担性。6）总的机制合约成本应在尽量大的范围分摊以减小对所在市场电价的影响。
要点11-20
——可持续发展结算机制的理论依据和方法
【11】机制合约基本结算公式及价差的计算“机制合约” 对新能源补偿的是无法在竞争的市场中反映的外部性价值，补偿额=合约收入=价差×合约量，其中价差=单位补偿金额=执行价-参考价。
【12】基于行业标杆实践的参数标定 执行价、参考价的数值基于行业标杆实践确定：执行价基于行业单位供给（即单位发电）的标杆成本确定，参考价基于行业单位标杆市场收入确定。
【13】执行价基本原则 执行价反映行业的单位生产成本，可以采用不同的方法确定，比如行业所有企业生产成本从低到高排序下排在X%的企业的成本。
【14】基于竞争性招标的执行价形成机制 执行价可以通过成本核定的方法直接核定，也可以通过一些竞争性招标的方法确定，如以核定的成本作为最高限价，通过竞争性招标确定中标的企业及实际合约的执行价格。执行价可以分类核定和形成，如对陆上风电、海上风电、光伏发电采用不同的执行价。
【15】参考价基本原则 参考价反映行业可通过竞争的市场获得的单位收入，比如行业所有企业单位发电收入从高到低排序下排在40%、50%或70%的值，或者行业所有企业的平均单位市场收入。
【16】参考价考虑的因素 如果以平均单位市场收入作为参考价，计算平均单位市场收入时，应考虑正常运营的企业在市场中可以获得的所有收入和需要支出的成本。
【17】合约量的单位 合约量可以用不同的计量单位，如发电容量，或发电量。如果外部性主要基于发电能力，应以发电容量作为合约量，如果外部性主要基于发电量，应以发电量作为合约量。
【18】总合约量约束及分解 总合约量的确定主要考虑相关能源政策目标和社会对成本的可负担性，总合约量在不同行政区、不同企业的分解方法考虑公平、成本等因素。
【19】风光发电机制合约的合约量单位选择 风、光发电的环境外部性主要基于发电量体现，通过碳税、碳排放市场的建立，可以降低或消除、内化这方面的外部性。风、光发电的能源安全外部性主要与发电能力有关，可以通过与可用发电容量、利用小时数等相关的方法进行补偿。
【20】机制合约费用的分摊原则 机制合约的建立是为了解决外部性问题，相关成本应在尽量大的范围分摊，比如根据《可再生能源法》通过在全国范围内征收的可再生能源电价附加分摊，以尽量减小对所在市场的电价的影响。
二、136号文关于结算机制设计及完善市场机制的指导性意见
（一）136号文关于结算机制设计的指导性意见
本部分核心内容：创新的提出了一种支持新能源可持续发展的机制，即“新能源可持续发展价格机制”，并对其相关参数的形成方法进行了规定，要点包括：1）市场外建立差价结算的机制；2）形成的结算费用纳入当地系统运行费用；3）机制电价考虑衔接现有政策或新能源成本；4）机制电量考虑衔接现有政策或年度非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况；5）执行期考虑现有保障期限或项目投资成本回收的期限；6）市场平均价根据现货市场是否连续运行取月度发电侧实时市场或交易活跃期的同类市场主体加权平均价。7） 不强制新能源消纳、不强制配储。8）对纳入机制的电量，初期不再开展其他形式的差价结算。9）各地实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实。10）相关政府部门主动协调解决实施过程中遇到的问题，及时回应社会关切。
要点21-30
——可持续发展结算机制的理论依据和方法
【注】这里主要介绍136号文中的相关规定。绿色标号【&&】表明需要特别关注并进行创新设计的内容，后面的紫色文字“建议：【**】”表示后文对该内容的建议的标号。
【21】结算机制参数与差价合约参数的关系 结算机制的“机制电价”、“市场同类项目加权平均价格”及“机制电量”分别起到标准差价合约理论中的“执行价”、“参考价”及“合约量”的作用，按照同类项目回收初始投资的平均期限设定机制的执行期限。以2025年6月1日是否投产作为分界点，区分新能源存量项目和增量项目，分别设定结算机制相关参数的形成机制，保证机制的平稳过渡。
【22】存量项目结算机制的参数设计 存量项目结算机制相关参数的设定主要考虑与现行的保障性消纳政策衔接：电量规模衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策；机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价；执行期限按照现行相关政策保障期限确定。
【23】增量项目机制电量结算机制 对增量项目机制电量的规定：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，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。
【24】增量项目执行价结算机制 对执行价（机制电价）的规定：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。
【25】增量项目参考价结算机制 对参考价的规定：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。（建议：【83】【84】）
【26】机制费用结算和分摊 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。（建议：【86-88】）
【27】机制电量其他形式的差价结算 对纳入机制的电量，初期不再开展其他形式的差价结算。（建议：【90】）
【28】对实施过程中问题的处理 相关政府部门制定具体方案，充分听取各方意见，主动协调解决实施过程中遇到的问题，及时回应社会关切，凝聚改革共识。
【29】实施中落地方案创新需要遵循的原则 强化规划协同，各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。（建议：【71】）
【30】取消新能源利用率统计考核及强制配储新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。（建议：【93】【94】）
（二）136号文关于完善市场和价格形成机制的指导意见
本部分核心内容：要求新能源全面进入市场、自主进行交易，上网电价通过市场形成；完善电力市场交易机制，促进各方公平参与市场，实现市场竞争的技术中立；放松对市场的管制，使得市场主体自主参与市场，市场价格通过供需引导和形成，市场价格反映电力行业的真实的供给成本和用电效益；加强中长期市场建设，增加市场的灵活性。
要点31-35
——136号文关于完善市场和价格形成机制的指导性意见
【31】新能源全面进入电力市场。 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形成。
【32】完善电力市场交易机制，促进各方公平参与市场。运营机构、电网企业需要通过加强市场建设、电网建设，使得新能源与其他电源相比，没有参与的劣势，但新能源也没有额外的优待，所有类型市场主体公平参与市场，实现市场竞争的“技术中立”。
【33】放松对市场的管制，使得市场价格通过供需引导和形成，反映电力行业的真实的供给成本和用电效益。①放宽对现货市场限价，②允许新能源自由选择何种方式参与市场，包括：是否参与日前市场，以何种方式参与日前市场（报量报价还是接受市场价格），参与中长期的量价和曲线等。
【34】加强中长期市场建设，增加市场的灵活性。中长期市场的目的是规避市场主体在量、价方面的风险，以下情况都可能导致市场主体的风险；1）强制签订了超过物理执行能力（新能源的发电能力或用户的用电需求）的电量导致“空头”会增加市场主体的风险；2）限制市场主体自由签订市场化合同导致一些风险无法对冲也会增加市场主体的风险；3）如果在市场主体的供给能力、需求等发生变化时没有提供合适的工具让市场主体调整头寸，也造成一些风险无法规避。因此需要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、逐日开市。
【35】多年长期购电协议。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。但实际市场中这种合同能否达成，取决于市场关于平衡的责任是否明确，是否可以预取。
三、混合电力市场理论在可再生能源市场和机制设计中的应用
本部分核心内容：1）136号文的内涵是通过建立市场外的结算机制反映新能源的外部性，以促进政府和市场的统筹，与扩展的混合电力市场的核心理念一致，即通过独立的政府驱动的产品或合约实现相关政策性目标，还原市场价格的商品价值属性。2）混合电力市场的理论源头是混合经济和两阶段竞争理论，以解决市场失灵、具有公共事业属性的行业的竞争等问题。3）早期电力市场改革的重点是解除或放松政府的管制，但近年随着环境问题、能源安全问题逐渐突出和引起关注，电力行业的社会属性、外部性更加突出，很多问题的解决需要政府的干预，电力市场改革出现政府重新进入市场的趋势。4）能源、环境相关政策的制定需要有科学的工具支撑，以促进相关政策的系统性、整体性和长期性。5）扩展的混合电力市场将标准混合电力市场中的长期模块进一步拆分为政府驱动的模块和市场驱动的模块，促使市场价格和政府合约价格分别体现市场驱动产品和政策性产品的价值。6）136号文提出的结算机制可以认为是扩展的混合电力市场体系的一种实践。7）集中式全电量现货集中出清市场中的中长期合约的参考价从规避发电风险角度应为发电资源在现货市场的综合上网电价。8）机制合约的参考价的选择在降低新能源主体风险及激励新能源主动参与市场之间进行协调。9）英国在新能源差价合约方面有较多的经验可以借鉴和参考，但需要考虑我国电力市场的具体情况。
要点36-45
——混合电力市场相关理论及在可再生能源市场和机制设计中的应用
【36】136号文核心内涵 136号文的核心内涵是建立一个市场外的结算机制反映新能源的外部性，在此基础上还原电力市场商品价格，即使得电力市场中通过市场化交易形成的相关产品或服务的价格更好反映供需水平和市场价值，实现“支持新能源发展”政策目标及“电力市场引导电力资源优化配置”市场目标这两个方面目标的协调，促进政府和市场的统筹。
图4 混合经济下政府和市场的统筹
【37】混合电力市场 136号文的核心内涵与扩展的混合电力市场的核心理念一致：在电力市场设计中，明晰各种政策性目标，尽量通过独立的政府驱动的产品或合约实现，以消除或减小相关政策实施过程中对市场建设、市场发挥作用起到负面的影响。
图5 混合电力市场下多维目标的实现（文献[10]）
【38】混合电力市场的理论基础 混合电力市场的理论来源于在经济和政治领域广泛讨论的混合经济理论，以及英国社会改革家公共卫生领袖埃德温·查德威克（CHADWICK E）1859年提出的两阶段竞争理论。两阶段竞争理论是自然垄断与特许招标、公共选择理论、拍卖理论与合同竞争等理论的基础。
图6 两阶段竞争、两阶段市场
【39】混合经济 当前所有国家和地区的经济都是一种混合经济，即政府这只有形的手和市场这只无形的手同时对经济发生作用。混合经济的原因：一方面，“市场是资源配置的最佳手段，应在资源配置中起决定性作用”已经达成广泛的共识；另一方面，市场发挥资源优化配置作用的前提是完美的市场，而在不完美的、存在市场失灵的情况下，单靠市场无法引导资源的最优配置，所以需要政府的干预或治理。从整个国际范围看，在上世纪电力行业进行重组、引入竞争性电力市场的初期，电力体制改革的重点在解除或放松政府的管制，即“deregulation”，大多数国家的改革也取得了很好的成效。但是，最近一二十年来，随着环境问题、能源安全问题逐渐突出和引起关注，电力行业越来越多与一些社会问题联系在一起，其外部性特性也更加突出，相关问题的解决、政策性目标的实现，都需要一些能源发展政策的支持，因此出现了“政府重新进入市场”的趋势。
图7 政府和市场在经济中螺旋式上升的关系
图8 电力市场改革从解除、放松政府管制到政府重新进入市场
【40】科学政府治理模式 在电力行业已经较为充分的引入竞争，通过市场进行资源配置的情况下，能源、环境相关的政策如果缺乏系统性、整体性、长远性考虑，可能造成政策之间矛盾、政策和市场之间矛盾等问题，最终导致政策目标无法实现，或者以非常大的成本实现政策目标。因此，需要建立科学的政府治理模式，需要为政府治理提供科学的工具，以支持政府和市场更好的统筹。
【41】扩展的混合电力市场体系 近期一些学者提出了混合电力市场的概念，基本思路是把电力市场分为两阶段市场：引导投资的长期模块及引导运行的短期模块。扩展的混合电力市场体系进一步将两阶段市场扩展为两维四模块的体系，特别提出将中长期模块拆分为政府驱动的模块以及市场驱动的模块，促使市场价格和政府合约价格分别体现市场驱动产品和政策性产品的价值。
【42】“结算机制”与扩展的混合电力市场的关系 136号文提出的结算机制（新能源可持续发展价格结算机制），可以认为是一种政府驱动的差价合约，即政府驱动的长期模块，作为一种市场外机制，与市场化的中长期差价合约并存，共同实现帮助市场主体规避风险等作用。可以认为与扩展混合电力市场的内涵一致，是扩展混合电力市场体系的一种实践。
【43】集中式全电量现货集中出清市场中的中长期合约 在集中式全电量现货集中出清的电力市场，中长期合约可以认为是以某个现货市场价格为参考价的差价合约，中长期合约的价格、数量分别对应差价合约的执行价、合约量。如果由市场主体自由签订市场化中长期合约，从锁定价格、规避风险角度，发电企业签订的中长期合约的参考价应为其发电资源在现货市场的综合上网电价。
【44】机制合约参考价选择的两难问题 如果机制合约的参考价与市场化中长期合约的参考价形成方式完全一样，优势是可以完全规避相关市场主体的风险，劣势主要包括两个方面：一个是会降低相关市场主体参与中长期市场的动力，从而降低中长期市场的流动性，不利于中长期市场对冲风险等作用的发挥；一个是无法激励相关市场主体在投资、运行决策时考虑电力系统整体的供需情况，导致较高的新能源消纳成本。
【45】英国新能源差价合约参考价设置经验 机制合约缺乏对相关主体市场化激励的例子如：英国当前对新能源的政府驱动的差价合约中，参考价与新能源所在位置及发电时间无关，因此无法激励新能源在选址、运行时主动考虑电力系统与消纳新能源相关的输电成本和调节成本。这也是英国差价合约机制进一步优化希望重点解决的问题之一，需要在降低新能源主体风险及激励新能源主动参与市场之间进行协调。
四、我国电力市场建设发展现状和问题
本部分核心内容：1）我国电力体制改革可分为四个大的阶段，集资办电（1978-1987）、政企分离（1987-1998）、厂网分开和竞价上网（1999-2012）、零售竞争和全国统一市场建设（2013-今）。2）本轮电力市场改革的主要特征包括：引入零售竞争，大多地区采用全电量、集中式、考虑安全约束、按节点定价的市场模式。3）大多市场的用户侧采用通过市场化发电加权计算得到的统一结算点结算的模式。4）大多地区日前市场用户侧报量不报价且申报不参与出清。5）目前大多市场未对中长期合约按经典理论方法计算得到的阻塞费进行结算，而是将中长期阻塞费按中长期合约量或上网电网在发电侧按邮票法分摊，这会导致一些发电资源在进行中长期合约量决策时的策略性行为。6）电网企业为落实《可再生能源法》关于可再生能源保障性消纳的相关责任，常常设置规则保证可再生能源的出清，即使对系统造成了额外的成本。
要点46-50
——我国电力市场建设发展现状和问题
【46】我国电力体制和市场化改革历程 关于我国电力体制和市场化改革的历程，有不同的分法。从广义的电力体制改革角度，可以将从1978年至今的改革分为四个阶段。从狭义的电力市场建设角度，可以将从2000左右开始的改革分为两个阶段。第一阶段为集资办电阶段（1978-1987），主要解决电力供应短缺问题，主要的措施包括中央与地方、不同部门之间联合办电、集资办电、利用外资办电等，并且创新一些核价方式，打破电一电价模式，培育按市场规律定价的机制。第二阶段为政企分离阶段（1987-1998），主要成效是成立国家电力公司，撤销电力部，实现政企分离。第三阶段为厂网分开、竞价上网（1999-2012），形成了国家电网、南网电网两大电网公司与若干独立发电集团为主的行业结构，浙江、华东、东北等电力市场进行了商业运行，2006年以后所有竞价上网试点停止运行，改革停滞。第四阶段为零售市场、双边竞争和全国统一电力市场建设（2013-今），也被称为第二轮电力市场改革，标志性事件包括2013年放开电力直接交易、2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的发布、2019年该次改革全国首个现货市场（南方（以广东起步）电力市场）进行结算试运行、2023年12月山西、广东现货市场进行连续运行、国家电网跨省跨区市场建设、南方区域电力市场建设及全国统一电力市场建设等。南方区域电力市场2022年7月启动，2024年首次按周结算试运行，2024年11月首次按月结算试运行，2025年6月30日前将启动长周期连续结算试运行。本轮电力体制改革已经取得很大成就，但很多成就主要在相关市场的建设上，后续需要更加关注市场的“质”，提高价格信号的准确性。
【47】本轮电力市场改革的主要特征 2015年以来的电力体制改革的主要特征为：1）配售分开，引入独立售电公司和零售竞争。2）大多地区的现货市场为全电量集中式出清、考虑安全约束、按节点定价的市场。3）经过多次变化，当前大多数开启了现货市场的地区，用户侧按统一结算点的价格结算，发电侧按所在节点价格结算，其中统一结算点价格为市场化发电的加权平均价。4）大多现货市场在初期采用了“发电侧报量报价，用户报量不报价”的模式，日前市场、实时市场出清中需求曲线均根据市场运营机构的负荷预测形成，未考虑用户侧的申报，用户侧在日前申报的分时负荷仅用于日前市场的结算。一些地区已经或正在推动对日前市场按“双边市场+可靠性机组组合”模式进行改进，这种模式下日前市场出清和定价受到用户侧申报的影响。当前市场建设进入深水区，需要在明晰相关概念、明晰相关责权利的基础上，完善相关市场机制。
【48】经典电力市场理论下中长期合同的阻塞费 1）对发用不在一个节点的中长期合约，按照全电量出清现货市场的原理，如果对合约电量不在现货市场结算，需要按合约对应的发用两端节点的电价差缴纳阻塞费。2）对以发电侧加权平均价作为统一结算点的市场模式，根据经典电力市场理论，中长期合约需要缴纳合约的发电资源所在节点到统一结算点的阻塞费。
【49】中长期合约阻塞费的处理方法 1）为了保证市场的平稳和考虑搁浅成本等问题，目前大多市场未对中长期合约按经典市场理论方法计算得到的阻塞费进行结算。2）中长期合约的结算参考点具体是哪个点，在大多市场中缺乏清晰的规定。3）对中长期合约阻塞费的典型处理方法是：将所有中长期合约阻塞费按中长期合约电量或总上网电量分摊。这种方法可以认为是首先对所有中长期合约免费分配了输电权，因此免交其中长期合约对应的阻塞费，然后将市场总体的中长期阻塞费在全市场按邮票法分摊。4）由于发电资源的现货部分电量需要按所在节点的电价结算，因此在不同位置的发电资源，会根据所在节点电价情况进行中长期的策略性交易，比如在节点电价比较高的地区的发电资源，会倾向将更多电量留在现货市场，而在节点电价比较低的地区的发电资源，则会倾向将更多电量通过中长期市场交易。
【50】可再生能源优先调度和保障消纳 为保证落实《可再生能源法》中关于电网企业在可再生能源保障性消纳方面的责任，一些电力市场在市场出清中设置了保障可再生能源物理消纳的规则，如设置弃风、弃光的惩罚性因子，这可能导致总体供电成本的升高，尤其在可再生能源比例较高，系统调节能力不足的情况下，会大大增加系统调节的难度，提高总成本。
五、相关法律、政策及规划
本部分核心内容：
1、《可再生能源法》1）《可再生能源法》的主要目的是通过建立对可再生能源的政策性支持机制，促进能源安全、保护环境目标的实现。2）相关政府部门应制定、公布全国、分区域的可再生能源发展中长期目标，并制定相关规划。3）实行可再生能源发电全额保障性收购制度，相关政府部门根据开发利用规划确定发电量比重，制定电网企业优先调度和全额收购的具体办法。4）电网企业应于按照规划和相关规定建设的可再生能源企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。5）可再生能源发电项目的上网电价按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定。有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。6）电网企业以依照规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。7）电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收；不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。8）电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任。
2、《能源法》 1）目的：推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要。2）国家支持优先开发利用可再生能源，制定非化石能源开发利用中长期发展目标，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，完善可再生能源电力消纳保障机制。
3、价格管理相关法律及政策文件包括《价格法》（1998）、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（2015）、《政府制定价格行为规则》（发改委2017）、《中共中央国务院关于完善价格治理机制的意见》（2025）。1）我国商品和服务定价方式包括市场调节价、政府指导价或政府定价。2）能由市场形成价格的都应交给市场，政府指导价或政府定价采取目录制。3）逐步建立商品和服务的定价机制，实现商品和服务价格调整机制化。4）价格治理是“宏观经济治理”的重要内容，要对应该管的领域“管细管好管到位”。5）需在一些能源等重点领域加强价格引导机制的创新，包括对储能、新能源、碳、绿色电力证书的引导机制，增加价格相关机制的系统性。
4、可再生能源相关规划根据相关统计数据，2024年全国能源消费总量59.6亿吨标准煤，其中清洁能源消费量为17.0亿吨占能源消费总量比重为28.6%，可再生能源发电量为3.46万亿千瓦时（折合4.25亿吨标准煤）。当前最新的规划包括2022年发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，2024年发布的《国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，国家能源局《2025年能源工作指导意见》。2025、2030年全国可再生能源消费量分别达到11亿、15亿吨标煤以上。缺乏系统的中长期的可再生能源发展规划。
要点51-70
——相关法律、政策及规划
（一）《可再生能源法》（2005颁布，2009修订）相关规定
【51】目的 通过促进可再生能源（RE）的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，实现能源安全、保护环境的目标，以促进经济社会的可持续发展。国家将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，通过制定可再生能源开发利用总量目标和采取相应措施，推动可再生能源市场的建立和发展。（【讨论】：建立政策驱动的市场。）
【52】总目标 国务院能源主管部门制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标，报国务院批准后执行并予公布，会同省、自治区、直辖市人民政府确定各行政区域可再生能源开发利用中长期目标并予公布。国务院有关部门应当制定有利于促进全国可再生能源开发利用中长期总量目标实现的相关规划。
【53】保障收购制度 国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。国务院能源主管部门会同国家电力监管机构和国务院财政部门，按照全国可再生能源开发利用规划，确定在规划期内应当达到的可再生能源发电量占全部发电量的比重，制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法。【讨论】：需尽快立根据新形势进行相关办法的修订。
【54】电网收购义务 电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。【讨论】：因市场和安全原因无法上网的，不需要强制上网和收购。
【55】上网电价 可再生能源发电项目的上网电价，由国务院价格主管部门根据不同类型可再生能源发电的特点和不同地区的情况，按照有利于促进可再生能源开发利用和经济合理的原则确定，并根据可再生能源开发利用技术的发展适时调整。上网电价应当公布。【讨论】：机制电价是为了促进可再生能源开发利用，采用竞争的招标方式确定机制电价，让新能源全面进入市场是为了经济合理。
【56】控制上网电价水平 建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。上网电价按照中标确定的价格执行；但是不得高于同类可再生能源发电项目的上网电价水平。【讨论】：需要设计机制电价的最高限价。
【57】电网赔偿责任 电网企业以依照规定确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿。【讨论】：电力市场和机制电价下，这里的“差额”就是机制电价和市场加权平均价，应在全国范围对销售电价征收可再生能源电价附加补偿。
【58】资金来源 国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等。
【59】电网成本 电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收；不能通过销售电价回收的，可以申请可再生能源发展基金补助。【讨论】：从电网本地电价回收的，是为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费等。2009年尚未建立现货市场。这一条的含义是和其他常规电源类似的接网成本。
【60】电网赔偿责任 违反本法规定，电网企业未按照规定完成收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任，并由国家电力监管机构责令限期改正；拒不改正的，处以可再生能源发电企业经济损失额一倍以下的罚款。【讨论】：造成可再生能源发电企业损失的，才需要赔偿。为了避免机制电价的反向激励（故意报负价以获得补偿），“机制”设计中应规定，现货电价为负时不进行支付，相关电量不进行滚动。
（二）《能源法》（2024颁布）相关规定
【61】目的 推动能源高质量发展，保障国家能源安全，促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰碳中和，适应全面建设社会主义现代化国家需要。
【62】可再生能源政策 国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发和清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。
【63】中长期发展目标 国务院能源主管部门会同国务院有关部门制定非化石能源开发利用中长期发展目标，按年度监测非化石能源开发利用情况，并向社会公布。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。【讨论】：需要制定中长期的发展目标，及最低消费比重目标。
【64】完善机制 国家完善可再生能源电力消纳保障机制。国家通过实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制，鼓励能源用户优先使用可再生能源等清洁低碳能源。【讨论】：根据实际情况不断完善可再生能源电力消纳保障机制。
（三）价格管理相关法律及政策文件
主要参考：《中华人民共和国价格法》（1998年5月1日起施行）、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》（2015年10月发布）、《政府制定价格行为规则》（发改委2017年7号令）、《中共中央办公厅国务院办公厅关于完善价格治理机制的意见》。
【65】三种定价方式 我国商品和服务定价方式包括市场调节价、政府指导价或政府定价，能由市场形成价格的都应交给市场。政府指导价或政府定价采取目录制，逐步建立商品和服务的定价机制，实现商品和服务价格调整机制化。【讨论】： 136号文的机制电价就是一种机制，是价格调整计划化的一种体现。
【66】科学治理 价格治理是“宏观经济治理”的重要内容。在价格领域，政府不是简单的退出，即在不该管的领域不能管，还需要对应该管的领域“管细管好管到位”。要围绕“充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”，以及“更好发挥政府作用”两个方面的要求，坚持系统观念、综合施策，强化各领域改革协同联动，提升价格治理科学化水平，更好服务中国式现代化建设。【讨论】：建立政府授权合约，机制电价，是“管细管好管到位”的一种体现。
【67】价格引导机制 为了保障一些重点领域，如能源领域的发展和安全，需要创新一些价格引导机制包括储能、新能源、碳、绿色电力证书的引导机制。增加价格相关机制的系统性。【讨论】：为解决一些外部性、市场失灵问题，需要政府对价格的引导。电力市场中储能等调节资源是需要重点考虑的。
（四）可再生能源发展现状、相关目标与规划
【68】十四五规划 根据2022年发布的《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤，占一次能源消费增量的50%以上；可再生能源发电量达3.3万亿千瓦时，风电和太阳能发电量翻倍。
【69】发展现状 截至2024年底，全国可再生能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时（折合4.25亿吨标准煤），同比增长19%，约占全部发电量的35%；其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，与同期第三产业用电量（18348亿千瓦时）基本持平，远超同期城乡居民生活用电量（14942亿千瓦时）。2024年全国可再生能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。2024年可再生能源发电量已经达到十四五目标。
【70】2030目标 根据发改能源〔2024〕1537号《国家发展改革委等部门关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上。根据国家能源局《2025年能源工作指导意见》，2025年新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上，非化石能源发电装机占比提高到60%左右，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。
六、相关看法与建议
【71】中长期目标制定 建议：尽快研究和发布国家层面中长期，特别是较长期的可再生能源发展目标，使市场对可再生能源的发展有合理预期，指导、引导可再生能源的投资。
【72】把握初心 136号文是我国在可再生能源、电力市场建设领域“顶层设计＋摸着石头过河”改革方法的具体体现，在136号文实施过程中必须仅仅把握这一基本原则。对可再生能源支持的法律依据是《可再生能源法》、《能源法》，支持的具体力度需结合全国及地方的能源规划，支持的具体方法也需要与相关法律一致，但需要准确理解相关条款的含义。
【73】支持可再生能源的初心 支持可再生能源的顶层目标包括能源安全和环境保护等方面，“结算机制”的目的是在新型电力系统发展、电力市场建设的新环境下以更好的方式对可再生能源进行支持，可再生能源全面进入电力市场并不意味者要让风电、光伏发电等的投资完全暴露在电力市场中，而是让相关投资主体承担其可以承担的市场风险，但同时通过“机制”保证整体行业平均收益的稳定、降低融资成本。
【74】投资者建议 对相关投资者来说，一方面要积极了解市场，主动参与市场，提高在市场中的收益，另一方面也要建立对政策的信心，结合国家相关法律、规划、电力市场进程进行投资决策。
【75】政府和运营机构建议 对政府、市场运营机构来说，需要深入、细致学习国家相关法律、政策和规划，从能源安全、环境保护等顶层目标出发进行相关规则的解读，创新机制，细化落实，为相关投资者提供稳定的政策预期。
【76】政府和市场的统筹 相关参数设计时要统筹好政府和市场的关系。对可再生能源需要进行政策支持的原因是其存在外部性、公共产品等特性，在进行具体参数设计时必须处理好政府和市场的关系，能市场形成的价格尽量让市场形成，还原市场价格反映供需水品的特性，让市场在资源配置中起决定性作用，在此基础上通过机制电价补偿可再生能源的外部性效益。
【77】与直接定价和补贴机制的差别 采用“机制电价”与直接定价、直接补贴方式的差别在：直接定价和补贴方式下，可再生能源获得一个总的价格，这个价格综合反映新能源发电的市场价值和社会价值；“机制电价”结算方式下，可再生能源的两种价值通过不同方式实现，市场价值通过全面参与市场、价格由市场形成、完善电力市场机制实现，社会价值通过“机制”结算实现并以减小对市场信号的干扰为设计的重要目标。
【78】采用机制电价的优势 “机制电价”与直接定价、直接补贴相比的优势在于：把市场价值和社会价值分开，分别通过不同的产品（市场化产品与政府授权合约）体现，政府对市场的干预在实现相关政策目标的同时最小化了对市场信号的干扰或扭曲，加大对市场的激励，从而实现市场和政府的统筹，让政府更好发挥作用。
图9 机制合约下与固定补偿下的差别：激励更大
图注：图中，宽度代表价格，高度代表电量，面积代表收入。黄色代表政策性收入，蓝色代表市场收入。主体1、主体2、主体3代表三个不同的具有不同经营水平的新能源主体。左图是固定电价优先上网机制下三个新能源发电企业的收入，右图是机制合约下三个新能源发电企业的收入。采用新机制，参考价采取三个主体现货市场加权平均价，对新能源主动参与市场的激励更大。
【79】国外经验 “结算机制”是我国结合国外电力市场中的政府授权差价合约机制结合我国电力市场实际情况创新的机制。在相关细则制定的过程中，必须处理好学习国外经验与结合我国实际情况创新的关系。差价合约在国际上有很多应用案例，在支持新能源发展方面，英国、澳大利亚等也都有很多经验、教训。在学习国外经验时，要了解其相关参数设计的底层逻辑，了解其实施中的一些问题、困难，也要及时跟踪一些最近的做法。
图10 机制合约下与固定补偿下的差别：激励更大
【80】基于我国特色创新 电力系统的物理特性、基本的经济学特性等无论在哪个国家和地区都是一致的，一些基本的原则必须要遵循。对我国的一些现有的与国外机制不同的地方，不能一味强调我国国情的不同，首先需要尽量寻找相同的点，在保证一些基本原理、基本原则一致的基础上进行创新。
【81】关注细节设计 魔鬼在细节中，要特别关注“结算机制”相关参数的设计。如果设计缺乏整体性考虑，可能反而导致负面的效果。一方面，要关注“结算机制”本身的设计，另一方面也要关注相关的市场设计，包括中长期市场的设计和现货市场的设计，要明晰相关市场设计的底层逻辑。
【82】执行价 执行价（即机制电价）水平的确定。需要结合《可再生能源法》以及国家最新的一些政策，根据国家发展可再生能源的目标确定。如果仅仅是考虑其技术的先进性，执行价远期应与市场化价格一致；如果考虑能源安全等外部性，在一定时期内仍需要对相关行业进行财政的支持，保证其可持续发展。
【83】参考价形成机理 参考价（即市场均价）的计算方法。根据差价合约相关理论，参考价的作用是估计相关市场主体在市场中可获得的收益情况。在进行参考价计算方法的选择、设计时，要牢牢记住这个顶层的逻辑。特别是，考虑到我国各地电力市场发展进程不一样，市场价格中反映的价值情况也不一样，中长期市场、现货市场的价格形成机制目前还没有一致，存在价格不收敛的问题。在这方面不能直接照抄国外的经验。
【84】当前适合我国的参考价形成方法 鉴于目前我国大多市场对年度、月度中长期合约的比例、价格都有比较严格的要求，中长期市场与现货市场、日前市场与实时市场价格都不收敛，并存在收益回收等机制。建议：在市场初期，各地根据实际情况可以采取多个市场的加权平均价的方法形成参考价：未开展现货市场的地区采用年、月等中长期加权平均价的形式，开展现货的地区采用年、月、现货加权平均价的形式。从激励市场主体投资选址时考虑系统成本等角度，计算现货市场的参考价时，应以新能源发电量为权重根据新能源所在节点的电价计算。
【85】促进价格收敛 当前情况下、短期内采用多市场加权平均价是考虑当前我国中长期市场与现货市场、日前市场与实时市场价格不收敛的现实。未来需要尽快完善市场的设计，促进同一产品在不同交易市场中价格的收敛。市场主体在市场规则运行的范围内通过在不同市场之间套利而获利，主要是基于其对市场行情、市场信息的准确的把握，对不同市场价格收敛是有利的，不应作为打击、惩罚的行为。需要惩罚的是不当套利。首先要从市场机制上促进不同市场价格的收敛，如取消一些市场中过于严格的在交易量、交易价方面的限制。
图11 中长期和现货价格收敛：套利、鼓励
图12 中长期和现货价格不收敛：投机、限制
【86】可再生能源消纳费用的分类 根据《可再生能源法》的精神，相关费用的回收分成两个类型。1）电网企业依法确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿；2）电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。
【87】《可再生能源法》费用分类的逻辑《可再生能源法》颁布时我国电力市场改革尚未开始，相关描述未细致考虑电力市场环境，但其关于费用回收方法的规定的基本逻辑是：收购可再生能源费用高于收购常规能源费用的部分，反映其外部性，应在尽量大的范围分摊，如在全国范围内根据通过可再生能源电价附加回收。与其他常规能源一样或类似的成本，如输电费，通过本地的销售电价回收。
【88】通过系统运行费分摊存在的问题 结算机制的机制电价与参考价的差，即收购可再生能源的成本反映的是可再生能源的外部性价值，对应的应该是《可再生能源法》中收购可再生能源费用高于常规能源发电的费用，应由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿来分摊。如果通过系统运行费分摊，可能对电力价格信号造成一些不利的影响：将反映对全社会的价值的成本，通过一个较小的范围的电价分摊。建议：现货市场规则中，更加清晰、准确对“系统运行费”等概念进行定义，明确其内涵，不同内涵的费用有不同的分摊原则。对“机制合约”的成本，应在尽量大的范围分摊，尽量减小对所在位置、所在时间的电的价格的影响和扭曲。
【89】合约量 结算机制作为一种特殊的差价合约，合约量的量纲可以根据要解决的（外部性）问题的特性确定。对风、光可再生能源，外部性主要有两方面：能源安全及环境保护。如果绿证等价格可充分反映环境相关价值，剩余的需要“结算机制”解决的，就是安全外部性的价值缺额。根据当前的规定，合约量以年度电量的形式体现，需要分解到曲线但可以在年内滚动。建议：可以参考英国电力市场的差价合约模式，基于在竞争性招标中中标的发电容量及实际发电量结算。为了避免对市场产生反向机理，在现货市场价格为负电价时，可不予补偿，合约量不滚动。
【90】是否允许其他的差价结算 结算机制作为一种市场外的机制，其设计的基本原则是减小对市场化交易的影响和市场价格的形成。相关市场主体根据其风险规避等的需要确定在各市场的参与策略，包括年度市场、月度市场、日前市场和实时市场等，不需要强制增加交易限制，包括必须交易的量和不能交易的量。但从市场主体来说，由于有机制合同，已经可以实现对部分风险的规避。在进行同为差价合约属性的市场化中长期合约的交易时，需要综合考虑已有的机制合约的情况、所在电力市场的情况、尚未规避的风险的情况，避免因为签订过量的合约造成“空头”从而增加市场风险。可以根据市场具体情况对市场主体进行一些引导，但从市场设计来说，不宜强制限制市场主体不能进行某种类型的交易。建议初期可以考虑用以下方法对现有的中长期合约进行处理：将一部分已经签订的市场化中长期合约按设定的规则转化为“机制合约”，在此基础上，允许市场主体自由、自主签订市场化差价合约。同时，需要尽快明确关于中长期交割点、中长期阻塞费、阻塞盈余分配等方面的规定，要形成逻辑自洽的规则体系，在此基础上交易机构需要根据所在地区的具体市场规则配套开发新的差价合约品种，帮助市场主体规避不同类型的风险，如与位置相关的风险。
【91】其他类型的机制合约 基于执行价、参考价的差价合约只是政府授权合约的一种形式，一些学者以及英国、澳大利亚电力市场最近在探索基于收益的合约，可以更好实现支持可再生能源的目标，可以进行借鉴。
【92】现货市场机制的完善 在可再生能源全面进入市场，价格由市场形成的情况下，可以尽快完善现货市场的交易机制，特别是用户侧、可再生能源、优先发电参与日前市场及实时市场的模式。首先，用户和波动性可再生能源在现货应申报两类数值：预测的功率水平以及在市场中的报价，这里的报价是指广义的报价，可以是报量不报价或者报量报价；其次，在保留日前市场的地区尽快推动日前市场采用发、用双边的报价出清。风、光可再生能源在现货市场需按规定申报其发电能力预测值，并结合其预测准确性进行奖励或惩罚。
【93】可再生能源强制消纳约束 136号文已经明确新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。实际上，在风、光等波动性能源比例不断升高的情况下，强制其物理消纳可能造成整体电力系统供电成本的升高，并不利于国家相关能源发展目标的实现。由于《可再生能源法》规定了电网公司在可再生能源消纳方面的法律义务，需要尽快根据最新的政策修改相关市场规则，避免在电力市场交易中设置风电、光伏的强制消纳约束及相关惩罚性因子导致提高全社会成本。
【94】关于取消强制配储 虽然136号文明确“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，但并不意味着系统不需要储能、不需要对储能进行补偿。可以把储能看为一种将一个时间的电转换为另外一个时间的电的“产品转换”设施，与把一个位置的电转换为另外一个位置的电的输配电产品转换设施类似。在一些情况下，特别在电价信号未完全准确反映电力供需水平的情况下，对系统需要的、有价值的储能，可能无法仅仅靠从市场获得收益补偿全部成本，也就是说，市场的价格无法反映储能的全部价值，因此仍然需要一些干预措施，如对储能的容量补偿、对储能的统一规划和招标等。
【95】新能源如何参与日前市场 新能源全面进入电力市场，价格由市场形成，如何参与市场、参与哪个市场、以何种比例参与具体某个市场，都应该是市场主体自己的适应，136号文的一些提法是建议性的，不是强制性的，比如：“自愿参与日前市场”不意味着不能参与日前市场。
【96】合约分类及预算约束 可根据可再生能源、新能源的技术、经济特性进行分类，并设置总的预算约束及分类的预算约束，其中预算可以是资金方面的，也可以是容量方面的，这方面英国有一些比较好的经验，可以借鉴。
【97】重视市场规则中相关概念的准确性 电力市场中一些概念在不同地区、不同市场、不同场合下可能有不同的含义，如果不明确，会造成执行、细化时的一些困惑、争议、矛盾。比如，仅用“报量不报价”无法说明新能源、负荷参与现货市场的模式，需要说明申报的量是否参与出清、是否按所在节点的价格结算；日前市场是什么性质的市场，是否有结算义务，是金融的还是物理的；中长期合同是金融的还是物理的，交割点在哪里；阻塞成本的含义是什么，是对全社会的成本，还是对市场主体个体的成本等。以新能源如何参与日前为例，说明相关概念清晰、自洽的重要性。需要明确日前市场的性质和作用，如果日前市场有结算义务，可以将日前市场看为更接近交割的“远期市场”（forward market），需要要求、区分风光等波动性可再生能源在日前市场的两种申报：功率预测即最大发电能力、希望在日前市场销售的功率。日前市场应要求包括风光在内的所有发电资源申报发电能力数据，但多少比例在日前市场销售由市场主体根据预测准确性、对风险的控制要求等自主确定。需要注意的是，如果日前市场有结算义务，应是双边的市场，即市场出清结果、出清价格由供、需双方的报价共同形成，这里的“报价”是指在市场的申报数据，可以是有价格弹性的“报量报价”类申报，也可以是没有价格弹性的“报量不报价”类申报。需要在市场规则中对“报量不报价”进一步进行区分：报的量是否参与出清、是否按所在节点的价格结算，将不同层次的概念用同一个词表达就容易产生混乱和歧义。如果日前市场没有结算义务，日前市场就主要起到预出清和机组组合的作用，但也需要要求新能源机组在日前市场申报发电能力相关数据。如果日前市场选择具有结算义务的模式，为了避免日前市场和实时市场价格过大的差别，还需要对虚拟投标相关机制进行设计。建议：已经进行现货市场连续结算试运行的地区，结合136号文，对现货市场的逻辑进行更加清晰的定义、说明和进一步的优化完善。不同类型的现货市场模式都可以很好运行，关键是不同的机制之间要协调、自洽。
【98】重视市场设计中相关方责权利的明确 市场化改革的一项重要的任务是明确产权。我国农村包产到户改革、国企改革都是从明确产权开始。这里的产权是广义的产权，包括所有权、使用权和收益权等。同样，对电力市场改革来说，首先需要明确市场环境下，各市场主体在入网、发电、输配电、用电，以及获得相关收益、支出相关费用方面的责任及义务。实际上，给新能源发电企业“机制合约”，也是明确其权利的一种形式。当前电力市场建设中，需要明确的有：输电相关的责任、权利、义务，一方面需要明确，另一方面需要对等、一致；优先发用电方面的责任，需要明确相关责任主体，以及具有的具体的权利内容；相关发电资源的责任和权利、义务，特别是发电选址、定容的责任主体。这些内容都涉及电力市场的顶层设计，只有在这些责权利明确的情况下，才可更好进行更加细致的、落地的规则的设计，解决对市场规则的讨论成为吵架、缺乏定量评估指标的问题。以PJM为代表的集中式市场和英国为代表的分散式市场的差别，一个很重要的方面就是对输电权利的定义方式不同，进而造成电能量市场出清、结算方法的不同。
图13 从输电责权利划分看集中式市场和分散式市场的区别
【99】通过混合电力市场加强政府和市场的统筹 我国当前电力市场建设中面临的一些主要的、矛盾较大的问题，都是计划和市场，或政府和市场统筹方面的问题。市场应该在资源配置中起决定性作用，但起起到优化作用的前提是市场完美，没有大的市场失灵。当前能源转型等背景下，电力有多方面的外部性，需要政府干预或参与治理。关键是，不能用计划体制下简单的、直接定价和定量的方法治理。136号文提出的“结算机制”就是一种电力市场环境下实现政府的能源政策目标的手段。政府发挥的作用，一方面是市场监督、管制，减小、消除不当市场操纵等行为；一方面是利用混合电力市场等理论，设计更好的工具，将政策性的价格信号和市场化的价格信号分开，实现政府更好发挥作用的效果。
图14 扩展的两维四模块混合电力市场体系
【100】重视初心，加强系统性 电力市场是最复杂的市场，在电力市场建设中会面临很多没有现成的经验可借鉴的问题，需要进行创新的设计。如何做到既避免违规，又避免本本主义？一方面要重视初心，一方面要加强系统性思维。
图15 系统化解决市场建设中存在的问题
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原标题：关于深化新能源上网电价市场化改革的100条看法和建议——如何落实发改委[2025]136号文
