风电、太阳能发电，下同）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。

　　这意味着中国新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。这是继2021年进一步深化燃煤上网电价市场化改革（发改价格〔2021〕1439号）之后，中国电力行业市场化改革向前迈出的最重要一步。

　　此次改革主要是对进入市场的新能源发用电主体有重大影响，对居民电价没影响。国家发展改革委、国家能源局有关负责这个的人说，这项改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，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、新能源市场行情报价较低的地区可能略有下降，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。

　　国家发展改革委、国家能源局发布的有关负责同志答记者问表示，改革的内容主要有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成；二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；三是区分存量和增量项目分类施策。

　　136号文由国家发展改革委、国家能源局联合印发。上述通知公开发布前，136号文已于2025年1月27日下发到各地主管部门和相关央企。

　　新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。跨省跨区交易的新能源电量按照跨省跨区送电有关政策执行。

　　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。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

　　缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格；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。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。

　　新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，尤其是光伏装机迅速增加之后，在新能源装机比例偏高的现货试点省份，午间新能源大发时段常常是市场电价低点，晚间电价高时新能源又难以出力，入市之后，新能源实际可获得的收入可能大幅波动。

　　为此，136号文在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，提出在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，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。

　　新能源可持续发展价格结算机制如何落地有待各地进一步明确的。国家发展改革委、国家能源局有关负责人在答记者问时表示，提出该价格结算机制，是希望能够通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。

　　136号文对新能源可持续发展价格结算机制的规定主要有：纳入价差结算机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。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，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。

　　136号文还对新能源项目做了存量和增量的划分。以2025年6月1日为节点，在此之前的为存量项目，之后的为增量项目，实施不相同政策。国家发展改革委、国家能源局发布的答记者问表示，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依照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。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好地发挥市场作用。

　　“十四五”以来，中国新能源装机年均增长25%。截至2024年底，中国风电、光伏发电累计装机达到14.1亿千瓦，占发电总装机约42%，首次超过火电装机规模。

　　国家发展改革委、国家能源局有关负责同志表示，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，“亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好地发挥市场机制作用，促进行业高水平发展”，当前，新能源开发建设成本比早期一下子就下降，各地电力市场加快速度进行发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

　　对于136号文的落地，国家发展改革委、国家能源局允许地方因地制宜自行确定实施时间，最迟不晚于2025年底。