【电力人速看】136 号文 394 号文核心要点全梳理

近期，国家发展改革委、国家能源局连发两份重磅文件，为电力市场改革与新能源发展指明方向。以下是对这两份文件核心要点的梳理，帮助电力人快速掌握政策重点。

一、《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）

（一）总体思路

四大原则：价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调。

核心目标：推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，建立可持续发展的价格结算机制。

（二）新能源上网电价市场化机制

1. 上网电量参与市场交易

范围：风电、太阳能发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，可报量报价或接受市场价格。

跨省交易：参与跨省跨区交易的新能源电量，按跨省跨区送电政策执行电价和交易机制。

2. 现货市场交易规则

参与机制：推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。

价格限制：现货市场申报价格上限参考各地工商业用户尖峰电价，下限考虑新能源市场外收益，由省级价格主管部门制定。

3. 中长期市场交易规则

交易优化：缩短交易周期，实现周、多日、逐日开市，允许供需双方结合新能源出力特点调整合同量价、曲线。

绿电交易：明确电能量价格和绿证价格，省内绿电交易不单独组织集中竞价，鼓励签订多年期购电协议。

（三）新能源可持续发展价格结算机制

1. 存量项目（2025年6月1日前投产）

电量规模：衔接现行保障电量政策，每年自主确定执行机制的电量比例（不高于上一年）。

机制电价：按现行政策执行，不高于当地煤电基准价。

执行期限：按现行政策保障期限确定。

2. 增量项目（2025年6月1日起投产）

电量规模：根据年度非水电可再生能源消纳责任权重、用户承受能力确定，超出或未完成权重的，次年电量规模相应调整。

机制电价：通过项目竞价形成，按报价从低到高入选，机制电价不高于竞价上限（考虑成本、绿色价值等因素）。

执行期限：按同类项目回收初始投资的平均期限确定。

3. 结算与退出

结算方式：电网企业每月按机制电价差价结算，市场交易均价与机制电价差额纳入系统运行费用，按月滚动清算。

退出规则：项目可自愿申请退出，执行到期后不再纳入机制。

（四）保障措施

组织落实：省级部门制定方案，做好测算，国家能源局派出机构加强市场监管。

政策协同：与绿证政策协同（纳入机制的电量不重复获绿证收益），优化环境（不得强制配置储能）。

跟踪评估：动态评估改革影响，条件成熟时退出价格结算机制。二、《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）

（一）现货市场建设时间表

2025年6月底前：湖北电力现货市场转入正式运行。

2025年底前：浙江转入正式运行，福建、四川等17个省（区、市）启动连续结算试运行，南方区域现货市场启动连续结算试运行。

2026年6月底前：安徽、陕西力争转入正式运行。

（二）市场运行要求1. 转入正式运行条件连续运行一年以上，经第三方独立评估满足《电力现货市场基本规则（试行）》要求，报省级政府批准并备案。2. 连续结算试运行要求委托第三方机构完成技术支持系统校验，未通过校验不得试运行。3. 用户侧参与机制2025年底前，已运行和试运行的省份实现用户侧主体参与申报、出清、结算，明确准入、报价、结算考核机制。

（三）市场协同与监管

省间市场：2025年底前实现发电企业参与省间现货购电，研究售电公司、用户直接参与机制。

信息公开：每年底公开年度电力市场建设运营情况，强化监督管理与风险防范。三、政策核心意义

136号文与394号文协同发力，标志着电力市场改革进入“新能源 现货市场”深度融合阶段：

对新能源行业：通过市场化定价与差价结算机制，平衡存量项目收益与增量项目竞争力，推动行业从政策驱动转向市场驱动。

对电力市场：现货市场全覆盖加速构建全国统一电力市场，通过价格信号优化资源配置，助力新型电力系统建设。

电力从业者需密切关注省级具体实施方案，提前适应“市场定价、结算联动、风险自担”的新机制，把握新能源高质量发展与电力市场改革的新机遇。

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