发布时间：2025-02-14 作者: 智能配电
2025年2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》(下称“136号文”)，明白准确地提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。
与此前政策相比，新政最引人注目的变化是引入“机制电价”模式，这一模式究竟是新能源电站的“安全垫”，还是市场化进程中的过渡性选择?机制电价的出台是否意味着有了兜底，就可以完全放心“躺平”了?
所谓“机制电价”，是地方政府根据项目成本、行业平均利润等测算出的电价“保底价”，是结算机制的基准。
整个电价结算机制遵循“多退少补”的逻辑。若市场电价高于机制电价，企业需将超出部分返还电网(“多退”);若市场电价低于机制电价，电网向企业补足差价(“少补”)。
例如，某光伏项目的机制电价为0.35元/kWh。若当月市场电价跌至0.3元/kWh，电网需补足0.05元/kWh的差价，企业实际到账仍为0.35元/kWh;若市场电价涨至0.4元/kWh，企业需向电网返还0.05元/kWh，最终收益仍按0.35元/kWh结算。
这一模式的本质是政府与市场的“双向平衡”：既坚持市场化改革方向，要求新能源电量全部入市，又通过差价结算机制为发电公司可以提供“缓冲垫”，避免电价断崖式下跌引发行业系统性风险。
此前的新能源电价制度下，电站收益由“保障性收购电量和市场化交易电量”两部分所组成，保障性部分通常占比较高，且价格由政府制定的燃煤基准价确定。
而136号文要求新能源项目原则上全电量进入市场，仅通过机制电价进行收益调节。这在某种程度上预示着，新能源电站的收益彻底与市场波动挂钩，地方政府仅通过差价结算提供有限托底。
“在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年”，意味存量项目的市场化比例会逐渐上升，现行电价政策的影响权重将减小，直到完全市场化。
但问题在于，存量电站往往基于原有“保障性+市场”模式设计投资模型，其技术性能、成本结构与增量项目存在一定的差异。若机制电价比例下降速度过快，部分老旧电站可能因没办法承受市场电价波动而提前退役。
136号文明确，各省每年组织一次机制电价资格竞争，仅允许已投产未来12个月内投产的项目、但未纳入机制电价范围的项目参与。竞标核心指标包括项目报价(承诺的机制电价水平)、技术先进性、并网时间等。
而增量项目机制电价的形成，用索比光伏网副主编尹也泽的话说，可以形象理解为，某老板要寻找100个工人完成某项工作，在人才市场，选取报价最低的100人，然后按第100人的报价作为这些人的工资水平。
竞价压力：企业需在竞标中压低机制电价报价以提高中标概率，但过低报价可能会引起未来收益空间被压缩。
收益测算难题：由于机制电价执行期限“按同类项目回收初始投资的平均期限确定”，而不同项目的投资回收期差异较大，企业难以精准预判政策覆盖时长。
无论是存量项目的逐年递减，还是增量项目的“平均回收期”设定，机制电价本质上是一种过渡性安排。
对于企业而言，政策执行期限如同一把悬在头上的“达摩克利斯之剑”——期限结束后，电站将完全暴露于市场风险中。
以某光伏电站为例，若其机制电价执行期为10年，则第11年起需直面市场波动，而电站寿命通常为25年，后续15年的收益保障成为巨大未知数。
136号文规定，电网企业每月按机制电价开展差价结算，并将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行的成本。这在某种程度上预示着，若某月市场均价高于机制电价，电站需将超额收益返还给电网;若均价低于机制电价，则可获得补偿。这种设计可能产生两种反向激励：
一是，为避免超额收益被“回收”，电站可能倾向于以接近机制电价的水平报价，而非积极争取更高市场价格。
二是，机制电价有几率会成为市场行情报价的“隐形锚点”，导致交易价格向机制电价靠拢，削弱市场定价效率。
对于投资企业而言，尽管机制电价提供了差价补偿，但市场均价波动、执行期限不确定性、竞价结果未知等因素叠加，使得收益测算模型复杂度大幅提升。
机制电价的诞生，折射出中国新能源电价市场化改革的深层矛盾——既要打破旧有补贴依赖，又要防止转型阵痛冲击行业信心。这种“政府定价”与“市场定价”的混合模式，注定是过渡期的权宜之计，随着电力市场体系的成熟，机制电价终将退出历史舞台。
对于企业而言，能否在政策保护期内完成从“温室花朵”到“市场战士”的蜕变，将决定其未来的生存空间。
正如某行业专家所言：“机制电价是一剂缓释药，但药效过后，真正的考验才起步。”
3月14日，中国能源研究会主办的四川新能源电力发展大会即将召开，届时，新能源领域代表专家、企业和机构将会带来新能源入市政策解读、2025电力市场交易主题演讲，欢迎各位参会。
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