开局即重磅！2月9日，赶在休息日，国家发改委、国家能源局下发了《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)（以下简称136号文），核心在于推动新能源项目（风电、太阳能发电）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，各地应在2025年底前出台并实施具体方案。
尽管市场早有预期，但“靴子”提前落地还是让新能源行业如闻“惊雷”。随着项目收益的核心因素“量”与“价”的双双变动，原有的新能源项目投资逻辑将彻底被颠覆，新能源投资生态也将随之重塑。
值得重视的是，为促进新能源市场平稳健康发展，136号文引入全新制度机制——机制电量和机制电价，如何进入机制电量规模？新机制下光伏电价又将有何变化呢？对于市场的各种解读，北极星咨询了权威部门以及多位行业专家，解答如下：
一、如何进入机制电量规模？
新能源入市，特别是参与现货市场交易，电价下滑可谓普遍现象并且也是事实。据兰木达电力现货统计，山西、山东等八地1月份现货市场光伏均价最高0.243元/kWh、最低仅0.087元/kWh，较燃煤发电基准价最大降幅70%以上。
上网电量全部入市，则意味新能源项目的上网电量收益将由此前的【保障性电量×燃煤基准价+市场化电量×市场化电价】变更为【上网电量×市场化电价】，项目收益不仅将大幅波动，而且下降也将是大概率事件。
为保障新能源平稳可持续发展，136号文创新引入了场外差价结算机制，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。
简单理解，新能源项目的上网电量除获得场内的市场化交易价格外，场外还可获得“差价”（可能为正，也可能为负），但大前提是——纳入机制的电量。
这也引出首要问题，机制电量规模有多少以及如何被纳入机制电量呢？
对此，136号文以2025年6月1日为节点，区分了存量项目和增量项目。
存量项目：2025年6月1日以前投产的项目，机制电量规模由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。如目前各省主要实施的保量保价优先发电小时数，若是存量项目，保量保价小时数对应的电量将可进入机制电量。
但具体执行机制的电量比例，存量项目可在规模范围内每年自主确定，但不得高于上一年。
增量项目：2025年6月1日起投产的项目。每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。
但与存量项目不同，能否进入机制电量，还需要全省竞价，按报价从低到高确定入选项目。136号文同时明确，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。
以光伏项目为例，假如某省2026年完成非水电可再生能源电力消纳责任权重需要6000万kWh的光伏电量规模，A、B、C、D、E、F共6个光伏项目参与竞价，当地的竞价上限为0.32元/kWh，见下表：
（表1）
从表中可知， A、B、C、D四个项目的申报电量之和为5500万kwh，不满足当地6000万kWh需求，还需要E项目500万kwh，则最终A、B、C、D以及E项目的一半电量将进入该省机制电量规模。
需要注意的是，136号文明确，增量项目，单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。这也表明，并不是全部发电量均可纳入机制电量。并且包含存量项目，已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。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。
除了“出入”自由外，正如136号文一再强调的，仅是上网的电量即需要电网消纳的电量需要全部进入市场化交易，需要考虑是否进入机制电量规模。换言之，若可自行解决消纳，如自用或与用户直接签订购电协议，则电量不需要参与市场化交易，更不用考虑是否进入机制电量规模。
二、机制电价是多少？
确定机制电量规模后，决定新能源项目能否获得“差价”的关键参考值即机制电价。机制电价同样区分存量、增量项目。
存量项目：机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。
增量项目：机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
如表1中，该省的机制电价则为0.3元/kWh
三、机制电量下光伏电价怎么算？
纳入机制电量的光伏项目实得电价究竟是多少呢？目前，市场上存在三种解读：
解读一：最终电价即机制电价，如下：
显而易见，这并不符合推动新能源全部入市的政策愿景，也不利于充分激发和倒逼新能源向更高质量转型。
再回到政策原文：在市场外建立差价结算的机制，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。
从此也可以明晰，纳入机制电量的项目最终电价=场内的市场化交易电价+场外的差价。差价即市场交易均价与机制电价的差额。
由此，延伸出解读二，案例如下：
（注：假设情景仅供参考，下同。136号文指出：电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。）
该解读的关键分歧在于项目C，应该补偿“差价”还是扣除“差价”。
还是上述政策原文，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（“多退少补”）开展差价结算。因此决定多退还是少补的决定值仅为市场交易均价与机制电价的对比，与个体项目报价无关。
事实上，在新能源电量富裕地区，敢于报价高于机制电价的项目C几乎是不存在的，如果是存量项目，高于机制电价仍有把握成交，那完全可以不参加机制电量规模；如果是新增项目，考虑到存量项目未进入机制电量而选择市场化交易的部分电量大概率将压低报价，即以“价”换“量”，进而拉低整体市场报价，新增项目市场化报价同样不会高。
目前，认可度更高的为解读三，案例如下：
考虑实际情况，以上报价可能仅出现于非水电可再生能源电力消纳责任权重完成困难的地区。
当然，若市场化交易均价高于机制电价，则需要扣除差价。
四、差价结算机制执行期限
存量项目：按照现行相关政策保障期限确定。目前各省并无明确的政策保障时间，后续还须最终实施方案具体明确。
增量项目：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
五、总结
“价格结算机制是非常巧妙的设计”。正如业内专家所强调的，由于各省新能源发展情况、用电情况等各有不同，具体结算机制还须等待各省的详细实施方案。
