2月上旬由国家发展改革委和国家能源局联合发布的《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）（下称“136号文”）获得了全行业的热议，作为我国在电力领域持续深化改革的又一重大措施，136号文的出台标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐，将对电力行业带来深远影响。
我国电力体制改革遵循“管住中间、放开两头”总体要求。回顾深化改革历程，在发电侧，燃煤发电电量原则上已经全部进入电力市场，市场交易价格在“基准价+上下浮动”范围内形成；在售电侧，工商业用户已经全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。从改革的经纬来看，136号文旨在推动风电、太阳能项目上网电价改革，进一步完善了发电侧市场化进程的版图（但水电、核电等电源仍主要为固定电价）。
136号文与新能源发电企业利益直接相关，受到了发电行业的密切关注，市场上也不乏全面细致的解读。然而，可以预计136号文将对终端用户电价水平、交易机制等方面产生重大影响，该文件同样获得了用电企业的极大关注。因此，本文主要从用户侧角度撰写与136号文相关的热点问题和解答，对用电企业关注的政策焦点进行阐释。
问题一：作为用电企业，特别是有绿电需求的企业，我们需要重点关注136号文的哪些内容？
核心要点一：风电、太阳能发电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
截至2024年底，新能源发电装机规模占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。[1]新能源上网电价实行固定价格，无法形成真实的市场价格，也没有公平承担电力系统调节成本，亟需深化市场化改革。因此，在当前新能源开发建设成本大幅下降、新能源入市交易已成规模的背景下，为新能源全面入市创造了条件。
从对实践的影响来看，在136号文出台前，对于已经投建的新能源电站，较多省份采取“保障性收购+市场化交易”的交易方式；在136号文实施后，新能源上网电价由市场形成，这意味着后续保障性收购将退出历史舞台，但原有的量价保障政策通过136号文配套建立的可持续发展价格结算机制在一定程度上得以延续。
核心要点二：建立新能源可持续发展价格结算机制（“结算机制”）
136号文规定，在市场外建立差价结算的机制，对纳入结算机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价；由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。综合来看，该结算机制可以较好地解决以下两方面的市场顾虑：
- 新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，新能源发电高峰与需求侧高峰并不匹配，这将导致市场化价格机制下新能源电价大幅波动。如果将新能源发电完全推向市场，客观上难以避免对新能源发电产业产生冲击；以及
- 目前已经投运的部分新能源电站还享受固定电价的保障性政策，设立该结算机制可以与现行政策妥善衔接，保障该等新能源电站向市场化价格机制平稳过渡。
核心要点三：区分存量和增量项目分类施策
136号文规定，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。
问题二：136号文出台后，对用电企业购电价格预计会有什么影响？
首先，根据行业主管部门预测，对于工商业用户，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降。[2]
其次，长期来看，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。然而，从现货试点省区经验判断，新能源全面入市将拉低风光大发时段的现货价格，加之136号文明确放宽限价，现货价格整体下行且波动性增加的可能性上升，中长期价格也可能会逐步向现货价格靠拢，因而整体电能量市场价格未来可能进一步下降。[3]
问题三：136号文提及的“纳入机制的电量的差价结算费用纳入当地系统运行费用”是什么机制？对用电企业有什么影响？
136号文规定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，即市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
由于差价结算方式涉及“多退少补”，理想情况下，电网企业差价结算收支应大致平衡。然而，在市场电价较为低迷的情况下，电网企业差价结算可能以补为主，此时工商业用户可能需要分摊这一部分费用。由于各省落实差价结算的细则可能存在差异，且各省的新能源发电市场情况不同，电力用户在不同地域或不同季节所承担的费用水平亦将有所差异。
问题四：136号文出台后，企业采购电力的市场机制有重大变化吗？
如文首所述，136号文要主要针对新能源发电侧上网电价进行改革，并未改变当前的市场化交易机制。企业仍可通过中长期交易、现货交易及绿电交易这三大主要方式参与电力市场交易（关于绿电交易可详见我们之前的分享文章：中国绿电交易“开市”两周年再迎利好——兼评相关热点法律问题（上篇））。
问题五：136后文出台后，绿电交易可能面临什么变化？
首先，绿电交易的供给或将更加丰富。136号文确立的结算机制的设计取向是不断减少纳入机制电价调整的电量，加之纳入机制电价调整的电量不重复获得绿证收益，这可能促使新能源发电企业转而寻求更稳定的收益机制，多年期绿电交易可能是更多新能源发电企业的选择。因此，随着绿电交易供应侧的竞争逐渐加大，可视为用户侧的重大利好。
其次，绿电交易政策进一步完善。136号文提出将完善绿色电力交易政策，要求申报和成交价格分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格，并明确省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。实践中，各省市目前开展的绿电交易以双边协商交易为主，少量省份允许开展挂牌交易，136号文的政策取向表明未来省内绿电交易仍将以双边协商交易为主。
问题六：如果我们计划签订长期绿电采购协议，136号文将对此产生什么影响？
首先，136号文规定，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，指导电力交易机构探索组织开展多年期交易，长期购电协议进一步受到政策支持。值得注意的是，近期北京电力交易中心发布了《多年期省间／省内绿色电力双边协商交易协议参考模板（试行）》，可以窥探多年期绿电交易未来将向标准化、合规化的方向发展。随着136号文出台，各省或将加快多年期绿电交易规则和协议模板的研究制定工作，通过电力交易中心（即“场内”）订立长期购电协议可能成为趋势，场内和场外长期购电协议之间的选择值得进一步观察。
其次，面对新能源电力入市后电力市场价格起伏波动的影响，发电企业可能通过设计各种价格机制以寻求避险，业内人士认为机制电价可能会成为长期绿电采购协议交易价格谈判的一个“锚点”。[4]
问题七：136号文出台后，预计后续的实施和落实会如何展开？
136号文要求各地要在2025年底前出台并实施具体方案，以落实相关改革举措。自2024年年末，多地已陆续发布2025年电力市场交易相关方案。从稳定交易预期而言，对于已经发布2025年交易方案的相关省份，预计后续具体方案可能会适用2026年后发生的交易。由于136号文的政策设计给各地留有较大自主权，建议企业密切关注各省方案出台的动态。改革往往源自地方实践，我们关注到蒙西等地的新能源电力市场实践与改革的措施较为接近，有兴趣的企业可以关注当地电力市场规则以熟悉相关机制。
问题八：面对136号文带来的市场交易规则的完善，我们应该做好哪些准备以应对电力市场的变化，保障企业用电需求和提升经济利益？
由于售电侧的市场化改革早已开展，众多企业已经在应对电力市场化交易中有所积淀。然而，随着136号文的落实，深化改革内容将对企业的参与电力市场的专业能力提出更高要求，企业可以考虑培养或引进熟悉电力市场的专业人员，以及加强与售电公司合作，优化电力采购策略和降低用电成本。
结语
展望未来，136号文对发电侧产生的影响将通过多种路径逐渐传导至电力消费侧，电价和交易机制的演进也将深刻影响用电企业的消费习惯与策略选择。面对这一趋势，用电企业需不断提升自身的市场适应能力，以迎接更加复杂多变的能源市场环境。我们后续也将持续跟踪136号文的政策实施情况，助力企业客户创造新的价值。
- 《国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问》，https://www.gov.cn/zhengce/202502/content_7002974.htm。 ↑
- 同注1。 ↑
- 参见南方能源观察：《圆桌 | 新能源全面入市新政影响几何？》，2025年2月18日。 ↑
- 参见绿色云端：《新能源全面入市：136号文将如何影响中国绿电市场？》，2025年2月17日。 ↑