2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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），决定推进新能源全电量入市，实现上网电价全面由市场形成。为实现新能源入市的同时市场平稳过渡，文件明确在市场外建立差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。我国的渐进式改革过程中需要过渡性机制，电力市场化改革也不例外。136号文并不仅仅局限于推动新能源入市，其最核心的价值是站在新的改革起点，从思想层面进行了一次全新的规范和洗礼，为电力市场下一步系统的规范设计指明了方向。机制电价将新能源的量价保障方式由场内转移到场外，在推动新能源产业高质量发展的同时，进一步厘清了市场中的经济关系。站在新电改十周年新起点，机制电价对于促进优质生产要素高效顺畅流动，进一步优化各省内电力市场机制及省间机制设计具有重大意义。
（来源：微信公众号“电联新媒”作者：程明）
136号文从思想层面进一步
明确了市场建设方向
通过厘清场外机制和场内机制，市场内的经济关系得到进一步明确，双轨制下不平衡资金规模有望大幅缩小。机制电价差价结算再一次向市场明确了标准的财务合约形式，进一步统一对中长期财务合约的本质认识。因此136号文实质上明确了市场建设应“解放思想、实事求是”。
机制电价将进一步缩小不平衡资金规模
我国长期存在着现货市场不平衡资金问题。代理购电制度执行以来，用户侧已接受现货市场价格结算（其中尚未直接入市的工商业通过代理购电形式接受现货结算，居民农业用户可将市场化结算的相关损益分摊或分享至全体工商业），但发电侧仍存在新能源等优先电源尚未入市。由于未入市主体与入市主体执行不同的结算规则，市场中对不平衡资金的分配存在争议（市场主体认为自身已经入市理应按照市场规则结算，尚未入市主体认为自身按照政府保障性电价结算，双方均认为无义务承担不平衡费用）。而经济关系清晰应是所有市场中最基本的要求，市场建设方向也应是每一项费用均可找到无争议的对应结算主体。136号文落地执行推动新能源全电量入市后，可实现发电侧接近80%发电量入市，进一步缩小优先发电规模，这就削减了“现货价格”与“政府定价”不一致带来的用户电费和发电电费的不对等。
机制电价进一步明确了中长期合约的差价结算方式
当前各地的结算形式大概分两类。第一类是现货全电量结算，中长期差价合约结算。第二类是中长期全电量结算，现货偏差电量结算。《电力现货市场基本规则（试行）》对两类结算形式进行了规范，实现两种结算公式结果上的相等，明确了中长期的差价合约本质。即现货为全电量竞价及结算的市场，中长期为差价合约（财务性质）。
十年新电改历程中，中长期全电量结算对于促进形成改革共识，推动新一轮电改快速启动、现货市场加速开展中发挥了一定的积极作用。但同时这种结算形式也在思想层面对市场改革产生了认知偏差，部分区域将中长期财务合约视为实物合同，将现货电量仅视为偏差电量。虽然现货基本规则已经印发，多地仍采用中长期全电量结算（同时结算时未严格执行结算的各分项），导致中长期合约偏离了差价合约本质。这就造成市场主体对于中长期或现货的性质、价格成分等存在一定误解，叠加市场中说不清权责的不平衡资金等问题，市场中对中长期与现货的定价及权责关系争议不断。136号文机制电价是对于中长期差价合约本质的又一次明确，是将中长期差价合约结算精神应用到新能源场外保障机制的一次重大实践。
136号文反映了围绕电力现货进行各类市场设计的思想
新电改以来，国家通过深化上网电价改革、开展输配电价成本监审、建立容量电价机制等方式，持续放开竞争性环节价格，不断完善电力价格形成机制。在电能量层面，电力现货市场及围绕电力现货市场设计的中长期交易是其中的关键。将中长期合约在结算公式上与现货结算电量进行解耦，依据现货参考结算点价格进行中长期差价结算，无论何类电源或用户，均全量接受现货价格结算。保障措施转移到场外，不干扰现货市场运行及结算。现货市场的中心地位确立后，更有利于现货电价信号引导下的大范围电力经济流动，对适应高比例的可再生能源系统及适应全国统一电力市场建设的省间灵活互济具有重大意义。
推动136号文平稳落地
亟需解决的相关问题
136号文对于优化引导投资，推动新能源产业高质量发展意义重大。但我们也应看到，机制电价的执行效果取决于我们能否以136号文相关思想为指引，加快推动价格机制间的统筹协调。
电力市场相关价格机制缺乏成系统的统筹协调
电力市场需要对电量、平衡、调节和可靠性进行定价。电量和平衡通过电力现货市场定价，调节商品通过辅助服务市场定价，可靠性商品通过容量市场或容量回收机制定价。通过以上各项定价机制的配合，基于供需引导系统中的电能及容量供给处于合理水平。在市场之外，市场主体可以通过中长期财务合约、期货等金融衍生品进行收益锁定或风险防控。我国辅助服务、容量电价与现货电价之间的关系尚未完全厘清，中长期市场和现货市场的职能边界模糊。当前可再生能源快速增长，电力现货价格在新能源大发时段均显著降低，甚至引发“电力现货的基础定价理论是否需要更新”等讨论。现货价格若持续走低也会显著影响中长期价格水平，这种价格现象在竞争更为充分的省份尤为明显。固定成本对于机组来说为沉没成本，而现货市场基于变动成本设计（同时出于风险控制等考虑，地方主管部门对于现货高价容忍度较低并进行了相关的限价设置），当大量的电源无法通过现货、中长期、辅助服务、容量机制等回收成本时，电力保供便会面临挑战。若没有一个基于电量供需及容量供需的经济回报市场机制，没有基于电能的商品属性进行合理定价及限价，难以保障电力产业的健康发展。
各种电价之间的关系没有厘清带来的后果是市场各项机制设计需进一步协调衔接。一是我国当前部分区域采用“部分容量补偿+基于成本的电能量监管”机制，造成了价格机制间的不衔接。在国外典型的电力市场中，若无单独的容量回收机制，需允许电力现货市场中出现极高的现货价格，使顶峰电源可以依靠全年少部分时段的极高价格回收固定成本。如有较为完善的容量回收机制，电力现货的上限价格相应较低。目前我国部分市场未能根据不同市场结构设计差异化限价机制。二是未能正确区分场内与场外机制（场外机制可包括政府授权合约/机制电价、绿色价值或财政补贴等）。
同时，现货市场设计中不同价格机制的衔接也亟待完善。我国普遍缺乏空载成本补偿，且必开机组/特殊机组补偿的相关机制不完善，机组若仅按边际成本报价，不仅无法充分回收固定成本，甚至无法回收变动成本。因此，当前并未形成“空载成本补偿+启动成本补偿+必开机组/特殊机组补偿”的变动成本补偿体系，进而影响到了市场主体的行为及市场出清价格。
适应高比例新能源的省间交易机制亟需创新
新能源机制电价可缩小省内不平衡资金规模，但对于省间市场而言，仍需完善相关机制以推动解决省间不衔接带来的结算关系不明确等问题。一方面，依据国家相关文件或规则，现货及辅助服务机制已实现全国各省份的基本统一，但是在结算科目设置、市场限价等方面依然存在较大的差异。特别是省间现货与省间中长期各自执行相应规则，尚未实现出清、结算的充分统一。另一方面，省间送电无法像省内实现充分优化，且在经济关系上无法与省内充分衔接，造成价格信号对于省间优化的部分失灵。更为重要的是，省间电量并未广泛接受省内的现货价格结算，造成相关的经济权责无法厘清，这也是全国统一电力市场下破除省间壁垒的关键所在。
尚未形成围绕电力现货市场设计其他市场的统一认识
虽然国家已通过多项文件政策明确了围绕现货进行关联机制设计的思想，但是从执行情况看尚未形成统一认识。无论是省间现货规则，还是《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号），均要求要加强跨省跨区交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接，在送受关口作为用户或发电承担省内电能、辅助服务等各项经济责任，但是当前省间依然是作为“边界”而存在，导致了多种经济责任的不清晰。《国家发展改革委国家能源局关于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）在辅助服务限价设计中均考虑了现货中的机会成本，同时要求存在电能量交换的相关区域辅助服务应当及时转为电能量交易，通过送受两端的现货价格推动电力资源的自由流动。新能源机制电价基于现货价格进行场外差价结算也是此种思想的典型实践。
完善市场建设的相关建议
按照136号文的精神，应逐步厘清场内与场外，电力传输与电能结算，电能与辅助服务、容量机制，现货与中长期之间的关系，进一步促进电力资源大范围优化流动。
一方面，推动价格机制间统筹衔接，基于市场结构进行市场设计。在市场结构较为集中的区域，针对电源的有效容量，实行“全容量补偿机制+成本型电力现货市场”，选择长期边际机组的单位投资作为全部机组有效容量的容量补偿价格，同时严格限制发电主体在电力现货市场中的报价水平（变动成本+合理收益），其中合理收益率上限基于供需情况分时确定，在实现监管的同时保留现货电价峰谷差。并且基于顶峰容量的供需等情况，协同电力规划，建立容量电价在一定范围内的弹性调整机制。在此基础上进一步规范统一各类电源的有效容量核定及补偿机制，推动容量机制的长期完善。若无法为长期边际机组提供全容量补偿，应采用“部分容量成本补偿机制+策略报价型电力现货市场”的市场设计，允许现货市场中出现较高的价格。在市场设计中厘清价格间的层次和关系。实现监管与市场，场内与场外机制的统筹协调，完善“空载成本补偿+启动成本+必开机组/特殊机组补偿”的现货变动成本补偿体系，通过机制电价制度、绿色义务消费制度等场外机制，而非直接干预电力市场本身实现民生或产业政策的目标。近日，《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号）在2024年电解铝行业绿色电力消费目标基础上，对钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业提出绿证强制消费要求，通过更广泛的绿色义务消费制度有效实现了消费侧对可再生能源发展的统筹支持。
另一方面，围绕电力现货市场进行各类市场机制设计，建立适应高比例可再生能源的省间互济机制。进一步明确电力现货市场在电力市场体系设计中的核心地位。进一步理顺现货市场与中长期市场、辅助服务市场、容量机制等的关系，围绕现货市场价格信号（供需定价）及其反映的机会成本设计其他市场。厘清省间经济关系，逐步减少省间壁垒，将省间电量作为负荷或电源实现与省内供需的统筹衔接，实现价格信号引导下的更大范围电力资源优化配置，促进全国统一电力市场顺利建成。在运行较为成熟的现货区域，稳妥有序推进电力期货建设。统一并完善省间电力优化互济的交易机制，推动价格信号引导下的电力经济消纳。进一步放开国家指令计划和政府间协议，推动市场间发用双方协商确定送电量价。通过省间现货及省间多层次中长期灵活调整省间送电。完善现货、辅助服务、容量电费的省间省内衔接，推动相应主体接受送受端的现货价格并承担对等责任。进一步完善省间输配机制，探索基于容量的输配收费机制，逐步消除沉没成本对增量电力优化流动的阻碍。
2025年恰逢新一轮电改十周年，我们可以看到十年来，电力市场化改革引发了电力从业人员对于电力改革、电力行业发展持久且广泛的讨论，推动建立了一套完整的以电气运行规律和经济原理为根基的方法论。电力市场建设是构建高水平社会主义市场经济体制在能源领域的重大实践，电力体制改革作为国家多项重大体制机制改革内容之一，对于产业结构调整及社会经济的高质量发展具有重大意义。2025年全国两会上的政府工作报告进一步明确了能源电力行业及经济社会的绿色低碳发展等目标，电力市场软机制建设是其中的关键。相信电力市场的进一步发展将推动建立更为合理高效的机制，有力保障我国能源电力安全及经济社会高质量发展。
本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年05期，作者系中国中煤营销管理办公室副主任、中国煤炭销售运输有限责任公司副总经理。
