136号文省级配套政策重点内容对比分析

党的二十届三中全会提出，完善主要由市场供求关系决定要素价格机制，推进能源等领域价格改革。2025年1月底，国家发展改革委、国家能源局印发《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，简称“136号文”），提出推动新能源上网电价全面由市场形成。

“机制电价”是国家推动新能源全面参与市场交易背景下，为保障新增新能源项目合理收益、平稳过渡而设计的一项阶段性支持政策。它不是传统意义上的固定补贴电价，而是通过市场化竞价方式形成，并在一定期限内作为与市场交易电价进行差价结算的依据。

从各省市机制电价来看，

存量项目与燃煤发电基准价相衔接，以固定价格进行差价结算，典型省份价格在0.25-0.45元/千瓦时之间。新疆对平价项目和补贴项目做了更细致的价格划分，补贴项目机制电价在典型省份中最低。湖南扶贫容量以外其他分布式光伏项目、接入电压等级35千伏及以下风电和集中式光伏项目机制电价最高。

增量项目方面，机制电价主要通过竞价形成，部分省份给出了价格限价。

“机制电量”是新能源项目在市场化交易中由政府政策保障的“保底电量”，通过差价结算机制平衡市场波动，确保项目基本收益。

从各省市机制电量规则来看，

存量项目机制电量规模重点与各地非市场化电量比例衔接，如山东明确参考外省非市场化率设定上限，新疆按补贴项目、平价项目的一定比例折算纳入规模，内蒙通过递减的保障性收购小时数核定规模。

“执行期限”，关系新能源项目价格稳定时长，各省政策中，充分考虑了存量项目的投资长期回报性，机制电价主要以全生命周期或固定年限为边界执行。

典型省份中，无论是采用全生命周期合理利用小时数，或是投产年满20年，亦或是同类项目回收初始投资的初始年限，均体现了“保底”思路，能够保障存量项目投资前的财务测算模型的适用性。

“136号文”的出台按下了市场化发展的加速键，我国新能源装机快速渗透，其入市影响正逐渐释放。根据国家能源局于2025年6月23日发布1-5月全国电力工业统计数据，截至5月底，全国累计发电装机容量36.1亿千瓦，同比增长18.8%。其中，太阳能发电装机容量10.8亿千瓦，同比增长56.9%；风电装机容量5.7亿千瓦，同比增长23.1%。从结果上看，趋势上符合“双碳”目标下快速发展的预期，但从装机的绝对值上看，增速仍然超预期。新能源的大规模装机和市场化交易，对未来市场的价格走向影响将快速显现，而大规模存量项目的合理过渡以应对多变市场环境成为机制设计的关键。

作为136号文的省级承接方案，典型省份中的新疆、蒙西、蒙东政策均沿袭原政策保留了核心基本规则，如补贴方面：享受财政补贴的项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行；退出机制方面：新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

从新疆、内蒙古两个正式印发配套政策的省份看，新疆存量项目稳定过渡的支持保障性较强。2022年，新疆先行推动平价新能源项目进入电力市场，并创新实施了目标上网电价支持政策，即以0.262元/千瓦时为目标价、以市场交易均价为基准，对平价新能源项目市场化电量实施差价补贴。此次新疆贯彻落实136号文件，突出做好新老政策衔接，在机制电量规模上，补贴项目衔接原优先电量，机制电量占比30%；平价项目按照“原优先电量和原目标上网电价支持政策折算电量之和确定”，代表新老政策支持力度不变测算确定，在机制电价水平上，衔接原优先电量上网电价。该设计可以确保改革平稳落地。

内蒙古方面，2024年内蒙古未入市新能源已不足10%，其电力市场化程度走在全国前列。目前内蒙古存量项目仍有部分保障小时数，此次方案后，存量项目保障小时数会逐步下滑。内蒙古此次发布的配套方案中未设计针对增量新能源项目的机制电量规模，反映出内蒙古独特的市场环境，市场外的差价结算机制作为过渡性政策，在内蒙这类市场化率较高的省份中并非是必选项，全区新能源项目可更快速的向全面市场化交易转变，未来在实际发展中，考虑非水可再生能源消纳等综合情况下可再做调整。

未来，随着136号文在各省的深化落实，可再生能源发展将更紧密地与电力市场耦合，储能产业也面临从'强制配储'到'市场化竞争'的转型。联盟将持续跟踪各省136号文实施细则的实施情况，并调研分析其对储能产业的影响，对行业关键政策进行研判。