136号文：你以为的机制电量电价？实际上却是....

025年2月，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价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”）正式生效。 这份政策以全面市场化为核心，推动新能源电量100%进入电力市场，并创新性建立“机制电价+差价结算”的双轨制框架。 政策落地半年来，市场已发生深刻变化：山东现货市场单日实时均价曾跌至-13元/兆瓦时，广东分布式光伏竞价价差突破0.1元/度，西北低价绿电与东南高价市场形成套利空间……面对新规则，新能源企业如何参与机制电量竞争？分布式光伏如何科学报价？差价结算的“多退少补”如何落地？ #政策核心：重构新能源商业逻辑# 136号文的出台，标志着新能源从“保障性收购+补贴”时代正式转向“全面市场化+机制电价”的新纪元。其核心变革可概括为三点： 1、全面入市：新能源电量100%进入电力市场交易，电价由市场形成，终结“保障性收购”模式。 2、机制电价兜底：通过“多退少补”机制平滑收益波动。 📝当市场均价＜机制电价时，按（机制电价-市场均价）×机制电量补偿； 📝当市场均价＞机制电价时，按（市场均价-机制电价）×机制电量扣减。 实得电价=市场交易电价+(机制电价-市场同类项目实时交易均价) 3、存量增量差异化管理： ◾存量项目：2025年6月1日前并网的项目，机制电价按现行燃煤基准价执行，但需参与市场化交易。例如，江苏省存量光伏项目机制电价锁定为0.3949元/千瓦时，但实际结算价=市场交易价+（机制电价-市场均价）×补偿系数。 ◾增量项目：6月1日后并网的项目，机制电价通过市场化竞价形成。山东省试点显示，增量项目按报价从低到高排序，选取不超过装机容量125%的电量纳入机制电价，未入选部分完全市场化。 ※对电力交易主体的意义：新能源收益结构从单一固定电价转向“市场电价+绿证收益+机制补偿”三重来源，企业需重构财务模型与交易策略。 #机制电量如何竞争？存量与增量？# 1、存量项目：稳预期、缓退坡🎯机制电量规模：由省级能源部门根据现行保障性收购电量确定，并逐年递减。🎯电价上限：不得高于当地煤电基准价（如山东明确存量项目统一执行0.3949元/千瓦时）。※操作建议：优先锁定中长期合约，避免现货价格波动侵蚀收益。 2、增量项目：竞价定生死，成本能力成关键🎯竞价规则： ◾企业申报机制电价（即愿意接受的兜底价），省级部门设定竞价上限（参考成本、供需）与下限（考虑用户承受力）。◾按报价从低到高排序，直至满足年度机制电量总规模，最终机制电价按入选项目最高报价确定。案例说明：某省2026年光伏机制电量需求5500万千瓦时。A/B/C/D四个项目申报价分别为0.28、0.29、0.30、0.32元/千瓦时。若A+B+C合计5000万千瓦时，则D项目500万千瓦时（一半电量）入选，机制电价按D报价0.32元/千瓦时确定（但不得超过省级上限0.30元/千瓦时，故最终执行0.30元/千瓦时）。 🎯动态调整风险：机制电量规模每年根据消纳责任权重、用户承受力重新核定，企业需预判政策收紧趋势。 3、电力交易者应对策略： 🎯精准测算LCOE（平准化度电成本）：考虑资源条件、融资成本差异，报价需覆盖底线收益。 🎯省间差异化博弈：负荷大省（如江苏、浙江）竞价空间较大；西北省份因分摊成本压力，上限可能更低。 #分布式光伏报价：聚合代理与现货博弈# 分布式光伏面临“全电量入市”与“机制电价竞争”双重挑战，需关注三大要点： 1、报价主体：允许委托代理商参与竞价（如虚拟电厂、售电公司），降低中小业主交易门槛。 2、报价逻辑：🔗机制电量部分：参考LCOE报价，优先争取纳入省级机制电量范畴。🔗非机制电量部分：直接参与现货市场，需预判分时价格波动（如午间光伏大发时段低电价风险）。↪报价下限：需覆盖变动成本+合理收益。以集中式光伏为例，度电变动成本约0.15-0.24元，若竞价下限低于此值，项目可能面临现金流风险。↪报价上限：省级主管部门设定竞价上限，初期多参考煤电基准价。广东省竞价上限为0.4207元/千瓦时，与燃煤基准价持平，但预留10%电量作为调节空间。↪空间差异：负荷中心节点电价显著高于偏远地区。浙江某分布式光伏项目通过优化接入点，使午间大发时段电价提升0.12元/千瓦时。 3、用户侧优势：分布式光伏余电上网可对标用户侧电价，波动风险低于集中式电站。 #机制电价确定：政府与市场的平衡术#机制电价是“多退少补”的基准价，其确定依赖三级架构： 1、省级部门定框架：📊设定竞价上限（参考煤电基准价、项目成本）及下限（保障用户承受力）。📊确定年度机制电量总规模、执行期限（通常按项目回收期设定）。 2、企业报价竞争：增量项目通过成本竞争获取机制电量资格。 3、动态调整机制：📊执行期内机制电价固定，但电量规模逐年调整。📊差价资金纳入系统运行费用，向工商业用户传导。争议点：机制电价“不高于煤电基准价”的设计，在煤价高涨期可能压缩新能源利润空间。 #多退少补如何执行？资金闭环与风险对冲# 1、结算逻辑 ⚠️补差场景：当市场均价＜机制电价时，电网向新能源企业补足差价（如机制电价0.35元/千瓦时，市场价0.30元，补0.05元）。 ⚠️扣减场景：市场均价＞机制电价时，企业向电网返还差额（如市场价0.40元，返还0.05元）。 ⚠️结算频率：按月或按交易周期执行，资金纳入省级系统运行费用账户。 ➡️案例1：江苏某存量光伏项目，机制电价0.3949元/千瓦时，当月市场均价0.35元/千瓦时，补偿金额=（0.3949-0.35）×10万千瓦时=4.49万元。 ➡️案例2：广东某增量项目，机制电价0.4207元/千瓦时，实际交易价0.45元/千瓦时，需扣减（0.45-0.4207）×5万千瓦时=1.465万元。 ➡️案例3：山东某分布式项目，配置储能后实际交易价0.38元/千瓦时（机制电价0.35元），获得补偿0.03元/千瓦时，叠加峰谷套利收益，综合电价达0.45元。 2、资金流向闭环image.png注：居民、农业用电不承担分摊成本。 3、企业风险对冲策略 ⚠️分层交易： ◽机制电量部分：依赖差价补偿保底。 ◽非机制电量部分：通过绿电交易（溢价）、中长期合约锁定价格。 ⚠️金融工具应用：利用电力期货、期权对冲现货波动。 #行业变革与长期趋势# ⚖️火电角色重塑：从主力电源转向调节支撑，辅助服务收益占比提升。 ⚖️绿证机制重构：机制电量对应绿证直接分配至省内用户，可交易绿证规模缩减。 ⚖️退出机制明确：政策明确将“适时评估优化，条件成熟时择机退出”，倒逼企业提升市场竞争力。 ※给电力交易者的建议： ▶️存量项目：利用政策过渡期优化交易团队，备战电量递减挑战。 ▶️增量项目：报价紧盯LCOE与省级上限，避免激进投标导致出局。 ▶️分布式业主：优先选择具备现货交易能力的代理商，降低午间低电价损失。 #结语#136号文绝非简单政策更迭，而是新能源从“资源为王”转向“能力竞争”的分水岭。能否掌握机制电量竞争策略、吃透差价结算规则、灵活运用绿电与金融工具，将成为新能源运营商生存的分水岭。 欢迎大家进群持续沟通交流~