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全国新能源电价市场化改革全景透视与企业法律风险防范
全国新能源电价市场化改革全景透视与企业法律风险防范
引言
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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，以下简称“136号文”）公布，标志着我国新能源电价政策全面迈入市场化新阶段。
随后各省市相继出台实施方案，明确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，同时规定各地的机制电价和机制电量执行方案。本文统计了各省市的机制电价和机制电量执行方案，并通过各地政策情况进行分析，供相关人士参考。
一、政策演进：从固定补贴到市场化竞价
我国新能源上网电价政策历经了从补贴到市场化竞争的演进过程：从早期“特许权招标”与“标杆电价”的初步探索，到补贴政策驱动下的规模扩张，再到2021年实现“平价上网”告别补贴依赖。136号文的出台，最终确立了“价格由市场形成、新老项目划断”的核心原则。
136号文的一项重点内容是建立新能源发电可持续发展价格结算机制。新能源电量原则上全部进入电力市场，与其他电源同台竞价，其上网电价由市场供需决定，这确保了价格信号能够真实反映电力的时空价值。但因新能源电站边际成本极低，发电企业为优先上网会报出极低的价格，将导致新项目难以获利，为保障新项目能够获得合理投资回报，构建了一个差价结算与收益平衡机制——即政府为各类新能源项目设定一个机制电价（通常锚定煤电基准价或通过竞争性配置确定）——作为其合理的收益保障基准。项目在实际运行后，其市场交易电价与机制电价之间会产生一个“差价”。当市场电价低于机制电价时，系统会通过一个基金池向项目补足差额，保障其基本收益。当市场电价高于机制电价时，项目产生的超额收益则需回馈至基金池。
这一机制构建了一个内在的、自我循环的“资金平衡”模式。它不再是过去那种单纯依靠财政资金注入的“单向补贴”，而升级为一个“以丰补歉”的内部调节系统。通过从市场表现优异的项目中回收超额利润，用以支持短期内市场电价偏低但具有战略意义的项目，实现了行业内部的交叉补贴与风险共担。
二、各地政策情况统计
根据136号文要求，全国30个省市（不含港澳台藏）已陆续推出实施方案（贵州、河南、广西尚为征求意见稿），其在关键参数上的差异化设计，深刻反映了地方资源禀赋、消纳能力与产业战略的差异，笔者将各省市具体情况统计如下：
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三、各省市政策的比较分析
根据以上数据，可以清晰地看到各省市的机制电价政策呈现出明显的地区差异，其设计紧密贴合了当地的资源禀赋、消纳条件和经济发展水平。
1. 存量项目：以稳为主，衔接过渡
存量项目的机制电价普遍锚定当地煤电基准价，但保障水平各异。例如，广东的存量机制电价全国最高（0.453元/千瓦时），而宁夏则处于较低水平（0.2595元/千瓦时）。在保障电量比例上，不同地区与项目类型也待遇悬殊，如云南对部分集中式光伏保障100%电量，而湖北的比例仅为12.5%。
存量项目的保障执行期限普遍为“合理利用小时数或投产满20年”，为政策平稳退出设定了明确预期。
2. 增量项目：竞价导向，策略分化
增量项目普遍通过市场竞争形成价格，但各地的竞价机制迥异，主要体现在竞价上下限的设置上：
（1）价格上限：多数省份设定上限“不高于煤电基准价”。但山东（光伏上限0.35元）、吉林（上限0.334元）等地主动设置了更低的上限，体现了降低用电成本的政策导向。
（2）价格下限：大部分省份设定了基于先进成本的竞价下限，以防止无序竞争。然而，天津采取了更为激进的“不设下限”模式，意在通过充分竞争探明成本底限，展现了其在市场化改革中先行先试的决心。
3. 区域战略：因地制宜，精准施策
（1）经济发达且用电负荷高的省份（如广东、浙江）：凭借较高的煤电基准价和强劲的消纳能力，政策倾向于保障收益，吸引优质投资。
（2）新能源资源富集但本地消纳能力有限的省份（如新疆、宁夏）：其基准价较低，政策通过低价导向，倒逼项目参与跨省区交易，提升外送竞争力。
（3）中部及其他省份（如湖南、山西）：政策设计更为折中，并普遍向分布式光伏倾斜，给予其高达80%-100%的保障电量比例，体现了鼓励就近消纳、优化能源结构的思路。
四、面向全国统一电力市场的风险防控与机遇把握
在136号文及各地配套细则构建的新机制下，新能源项目的收入情况与风险收益特征已发生巨大变化。新能源项目已从单一的“电量电价”收入模式，演变为一个由电能量价值、环境权益价值与辅助服务价值等各类因素共同构成的复合型收益体系。同时，其参与市场交易的行为本身也具备了鲜明的金融属性。
1. 电能量价值：此为最核心的收入，通过市场交易实现。它包括：
（1）电力市场交易收益：项目通过参与市场（中长期、现货）出售电能获得的收入。这部分收益完全由市场竞争决定，反映了电力的实时供需关系和时空价值，是项目收入中承担风险、同时也可能捕获超额回报的部分。这不仅仅是物理电量的结算，更是使得电力交易决策成为一种基于价格预测的金融策略选择。
（2）机制差价收益：当市场电价低于机制电价时，由基金池补足的差额部分。机制电量与机制电价共同构成了项目电能量价值的“最低收益保障”。反之，若市场电价高于机制电价，则需返还超额收益。
2. 环境权益价值：根据136号文要求，企业在交易时应分别明确电能量价格和相应绿证价格。企业可通过单独出售绿证或参与“绿电交易”来获取绿色环境溢价。
3. 辅助服务价值：随着新能源发电占比的提升，电网对调峰、调频等辅助服务的需求激增。新能源项目（尤其是配套储能后）可以通过参与辅助服务市场，为电网提供稳定支撑来获取报酬。
需要特别指出的是，136号文所建立的机制电量与机制电价政策，其本质是引导行业从固定补贴平稳过渡到完全市场化的过渡性安排。新能源电力市场化改革的最终目标是实现新能源的全面市场化竞争。随着电力市场体系的成熟完善、新能源技术成本的持续下降以及灵活调节资源的广泛配置，机制电量的比例将逐步缩减，机制电价也将有序下调，直至最终完全退出。届时，电能量价值的收入将100%依赖于电力市场交易，机制差价收益将完全消失。
因此，笔者给企业的法律与商业建议是：
(1) 项目融资与并购交易中，为有效降低投资风险，建议投资方加强尽职调查，审慎评估项目的建设、运营、财务状况，并重点甄别与电价市场化改革相关的各类风险。
(2) 在项目开发决策时，应具备前瞻性视野，优先选择那些即使在未来保底政策完全退出后，凭借其资源条件、技术效率和区位优势，依然能在纯市场环境中具备竞争力的项目。
(3) 企业合规应从事后静态应对，转向事前动态跟踪与主动融入，持续跟踪并分析国家及地方电力市场规则的变更，特别是各地根据136号文制定的具体实施方案，并将其转化为内部合规流程，确保在参与跨省交易、现货市场时不因规则理解偏差而违规。
(4) 明确绿证与机制电量的关系，规避合规风险。企业在进行绿电交易或绿证交易时，应厘清其所对应的电量是否已纳入可持续发展价格结算机制，并在合同中明确相关环境权益的归属与转移，避免因重复申领收益而导致的合规风险与合同纠纷。
结语
136号文及其地方细则，共同拉开了新能源全面市场化时代的大幕。从固定电价到市场竞价，从单一购电方到多元交易主体，企业的经营环境正经历深刻重构。祝愿所有这场变革的参与者，都能于变局中开新局，于浪潮中立潮头。
