136号文半年答卷：三北“全入市”，华东“稳过渡”，南方“高保障”，谁在领跑？

引言

“ 136号文落地半年之际，一场深刻的新能源电价市场化变革已在全国铺开，各省答卷呈现出巨大分化。一边是山东、广东等沿海省份以煤电基准价为存量项目“兜底”，并为增量项目提供最高90%的电量保障，力求平稳过渡；另一边则是蒙西、新疆等“三北”地区大刀阔斧，不仅推动全量入市，宁夏的竞价下限更探至0.18元/kWh，市场化导向极为激进；其间，浙江“90%固定+10%浮动”的混合结算、湖南按季节动态调整保障比例等创新模式也崭露头角。这背后是怎样的区域博弈与底层逻辑？又潜藏着哪些投资风险与未来演化路径？本文助您穿透政策迷雾，把握行业脉动，建议收藏细读。”

第一章 政策全景扫描与分类

为梳理各省对“136号文”的落实进展，下表汇总了各省（自治区、直辖市）新能源上网电价改革方案的跟进情况，按正式发布、征求意见、过渡措施等状态分类，并提炼每份文件对存量项目、增量项目、结算机制、竞价规则的核心规定：

（注：上述表格根据截至2025年8月10日的公开文件整理，尚未列出政策的省份可能仍在拟定方案中；因本人精力以及能力有限，难免有疏漏、错误之处，敬请指出指正，不胜感激）

1.1核心要素提取与对比

从上述各地文件提炼的核心要素可见，每个省份在“存量项目处置”“增量项目竞价”“结算机制”和“竞价规则”四方面均有所侧重：

1.1.1存量项目方面，多数省明确对2025年6月1日前投产的存量风电、光伏给予过渡期保护，主要措施是在项目全电量参与市场交易的前提下，由电网企业按“机制电价”对一定比例的发电量进行差价补贴

这一机制电价普遍与当地燃煤发电基准价挂钩，不得高于煤电标杆。有了这一兜底电价，当市场交易均价低于该值时，由电网补足差额给发电企业；反之市场价高于机制电价时，发电企业需将超出部分返还（或由电网收回，多数省规定结算差额纳入系统费用，在全体用户中公平分摊或分享）。通过这种“差价结算”，存量项目在参与市场后仍可获得接近以往固定电价的收入水平，从而平滑政策过渡冲击。

1.1.2存量项目机制电量比例各省略有不同

一些地区将存量项目的保障电量直接按原有政策衔接。如蒙东继续执行原保障小时数对应电量安排，2024年集中式风电、光伏已有约91%电量入市，仅保留少部分优先电量；新疆则明确有补贴风光项目每年仅30%电量享受机制电价，平价项目为50%；湖南讨论稿提出存量项目按80%电量纳入机制，要求存量电站至少将20%电量暴露于市场价格，以激励存量项目通过技术改造提升竞争力；甘肃征求稿也将存量机制电量上限设为总发电量的80%。

相对而言，东部一些保障意识强的省份对存量覆盖比例更高：山东明确单个项目机制电量上限原则上与其原保障性收购电量相衔接（过去标杆电价时代，风电、光伏常规保障小时相当于项目年发电量的大部分）；上海方案也未见对存量比例的硬限制，而是统一电价兜底全量，只规定执行期限至项目满20年等。

因此存量项目“入市”深度存在省际差异：西北、华中地区要求存量项目部分电量真正经受市场考验，而部分华东地区基本让存量项目“量入市、价不入市”（电量全部市场交易但价格几乎按基准电价结算）。

这背后反映出各地新能源发展阶段、消纳条件不同：新能源消纳矛盾突出的地区（如西北）更希望借机倒逼存量电站参与调峰、降低收益预期；而存量项目投资大省（如山东、广东）在过渡期更注重防范剧烈冲击，维持存量项目收益稳定以稳投资信心。

1.1.3存量项目“全面入市”与否也是一大区别

有些省明确所有存量新能源电量必须进入市场交易，不再保留任何计划电量。例如蒙西方案提出新能源上网电量100%入市，包括分布式光伏、分散式风电等全部纳入市场竞价；辽宁征求稿同样提出全量入市，不再区分保障电量；这些地区通常已有一定的市场化基础，或新能源项目早已通过绿电交易等参与市场较多比例，全面入市可以提高市场流动性，但也意味着即使保障性电量部分，也需要通过市场成交形式出清，然后由电网“场外”结算差价。这对市场运营提出更高要求，可能需要完善现货和中长期交易衔接机制。

相反，部分省并未要求存量立即全部入市，可能允许过渡期内部分存量电量以计划方式结算。例如部分中部省份在136号文出台前对分布式新能源入市持谨慎态度，一度未将小型分布式项目纳入市场，136号文发布后，这些地区在方案中开始考虑简化分布式项目入市前置条件，但在机制电量政策上对分布式可能给予特殊照顾（如豁免参与竞价或单独计算机制电量）；山东最终方案未区别对待分布式，引发业界关注其数以吉瓦计的工商业分布式光伏如何全面入市；而据调研，一些省的政策可能对分布式有倾斜。存量分布式项目由于体量小、电量测算及交易成本高，各地在纳入市场和机制电价方面仍在摸索。总的来说，共性趋势是不再按政府定价直接收购新能源电量，但存量项目的收益保护通过机制电价得到延续，只是实现方式从“计划内定价”转为“市场+补贴”并行。

1.1.4增量项目方面，各省一致取消了以往新增风电光伏的固定标杆电价或指导电价，由市场竞争机制决定新项目的收益水平

具体做法上，几乎所有已出台方案都建立了“新能源可持续发展价格结算机制”，即对新投产项目的一部分电量给予机制电价支持，其价格和电量通过竞价产生。竞价通常每年组织一次或若干次，由符合条件的新增项目自愿参加，如果项目不参与或未竞得指标，则其上网电量全部按照市场价结算，不享受差价补贴。这相当于“有保有压”：优胜者获得部分保底电价，劣势项目完全裸露于市场价格，促进“低成本、技术优”的项目脱颖而出。

1.1.5竞价价格区间各地依据自身情况设定，但普遍上限为煤电基准价附近或略低水平，下限定在更低的平价上网成本线，以期倒逼降本

山东提出光伏电站竞价上限0.35元、下限0.123元/kWh；其中上限0.35元略低于其煤电价0.3949元，确保新增项目电价一定低于存量平均水平；湖南暂行细则稿规定竞价上下限分别0.38和0.26元，上限0.38元亦低于其存量机制价0.45元；宁夏征求稿区间0.18–0.2595元/kWh，上限即宁夏煤电标杆0.2595元，下限仅0.18元属于目前国内最低水平之一，反映出宁夏光照资源好、成本低；新疆方案明确风电、光伏竞价区间0.15–0.262元，其中0.262元为其既有平价项目目标价，上限即补贴平价项目的价位，0.15元/kWh的下限极低，意味着如果有超低成本项目愿以此报价，将极大降低用户负担。

当然，下限更多是技术信号，实际中标价很可能高于下限但低于上限。例如广东等沿海省可能因成本较高而设定相对高的下限，从全国看，这些竞价上限大体在0.25-0.40元之间，下限在0.12-0.26元之间，体现东高西低：西部新能源资源好、电价低，上限偏低；中东部电价水平高一些。

价差空间大小也不同：有的省区间较窄（如湖南上下限差0.12元），有的跨度较大（山东达0.227元）。跨度大的地区意味着竞争激烈，价格不确定性更大，也给出了更低价可能性，但可能难有项目报极低价而生存。

事实上，今年部分市场化程度高地区已出现光伏现货均价跌至每度电几分钱的情况（如2025年4月山东分布式光伏均价仅0.0159元/kWh），“地板价”难测令投资方心存忧虑，因此各地设定竞价下限，也是给投资者一个心理预期底线，避免恶性竞争报价过低不可持续。

1.1.6竞价电量规模及比例

136号文要求各省根据本地区非水可再生能源消纳责任权重、用户承受能力等因素，确定每年新增纳入机制电量规模，各省方案主要有两种思路：

其一，直接按新增项目发电量的一定比例确定（如新疆增量项目机制电量比例暂定50%；湖南规定2025年按项目年发电量20%计算纳入机制电量），这类方法简单明了，但比例设定高低差异大。湖南仅20%，表明新增项目绝大部分电量（80%）需自行经受市场价；新疆给50%，意味着新项目有一半电量享有稳定价；广东竞价细则征求稿更为慷慨，允许项目最多90%电量申请机制保障。

其二，根据绝对电量规模控制：比如山西等可能根据消纳权重核算出全省年度可保障新能源电量总额，再通过竞价分配给部分项目；山东征求意见时曾提出新增纳入机制电量占当地增量新能源上网电量比例要与现有非市场化比例衔接，暗示会动态调整保障比例以平滑过渡。无论哪种方式，各省普遍不允许新项目的全部电量都受保护，通常规定单个项目申报的机制电量上限低于其总发电量的一定比例（湖南80%、广东90%等）。

此举是为了防范新项目过于依赖机制电价，确保新能源发电商仍有动力参与市场竞价、响应价格信号，从而倒逼其提高灵活性和降低度电成本，也就是说，新项目必须“留白”一部分电量自行承担市场风险。同样，不竞价或竞价未中的项目将“全面入市、零保障”，这在过去补贴时代是不可想象的转变，未来弱势项目可能不得不通过配储能、改善站址条件等方式来适应无保底的市场环境。

1.1.7竞价规则设计

为增强竞价竞争性和公平性，不少省设置了申报电量充足率或最低竞争比要求。如山西要求竞价项目总申报电量不得低于拟保障电量的1.2倍、山东要求不低于125%，以避免项目规模过少导致“僧少粥多”无实质竞争；一旦达不到充足率，或需调减保障规模或取消当次竞价。分项目类别竞价也较普遍，按风电、光伏资源和成本差异分别竞价，防止风电与光伏直接竞争造成一方挤占指标（湖南、新疆明确风电、光伏分开竞价；广东细则同样按技术类型组织）。

出清规则多采用“边际出清”法，即按报价从低到高排序，中标价为最后一名中标项目报价（或与之并列的统一价格），这一方式鼓励发电企业报出真实最低可接受电价以提高中标机会，部分省还强调信息公开和监督，竞价由电力交易中心组织，结果公示，接受监管，确保不出现围标串标等行为。

1.1.8并网时序与履约考核

针对新项目从竞价中标到实际投产存在滞后的情况，多省制定了严格的履约考核机制。典型做法如广东和湖南：项目投产如果较申报并网时间延迟超过6个月，则取消其竞价中选资格，并在一定年限内禁止其参与新的竞价；若延迟不超过6个月，则保留资格但延迟期间的合同电量不予结算补贴，且需要按天扣减保证金作为违约金，这些条款督促投资方按期完工，防止“不兑现承诺”却占用指标的现象，也体现保障指标的宝贵。

此外，一些地区要求新能源项目并网需达到“四可”（可观、可测、可调、可控）的技术条件，否则即使并网发电也暂不执行机制电价。这些考核措施保证了获得机制电价支持的项目具备基本调度能力和按期履约，推动新能源项目向“规划-建设-并网-消纳”闭环管理。

1.1.9结算模式差异

按照136号文精神，新能源参与市场后，应由市场形成电价，通过市场外的结算机制来平衡收益，绝大多数省份遵循这一模式，即新能源项目先按市场价（中长期合同价、现货价）结算电能量，再由电网企业根据月度或年度平均市场交易电价与项目机制电价之差进行二次结算。

新疆已明确由国网新疆电力每月计算同类型项目的市场均价与机制电价差额，将补贴费用纳入“新能源可持续发展价格结算机制差价”科目统一分摊；山东规定差价费用纳入省内系统运行费用，由全体用电客户分摊或分享。这种“差价合约”式结算本质上类似固定-浮动电价的金融合约：电网公司承担了可再生能源价格风险，对用户来说等于增加了一项附加费（或红利）。

不过，少数地区对结算方式进行了特殊设计。例如山西过渡期内就未采用固定机制电价，而是规定增量项目直接按照月度现货平均价结算上网电量，这意味着新能源发电企业当月无论哪个时段发电，结算单价一律取该月市场均价，从而避免了价格剧烈波动带来的收入不确定性。

这某种程度上简化了结算，也减轻了电站参与现货的调度压力（实际等于锁定月平均价出售电量），但长期看，随着现货市场成熟，此类做法可能被更市场化的差价合约取代。

浙江的过渡期政策采用“90%基准+10%现货”模式，也是一种结算创新：约九成电量按固定基准价结算，剩余一成电量按现货结算，综合形成电站实际收入，这相当于给新能源电价设定上下限区间，在大部分电量上给予稳定收益，小部分电量暴露市场以获取增益或承受损失。该模式让项目逐步适应市场，同时保证主要收入稳定，被视为过渡期的折中方案，未来浙江正式方案可能转为与他省类似的竞价+差价，但过渡措施提供了宝贵经验。

1.2区域性特征

从地理区域和电网格局看，各省方案显现出一定趋同性：

1.2.1“三北”地区（华北、东北、西北）政策思路相对接近

蒙东、蒙西、新疆、甘肃、宁夏等新能源富集区均强调新能源全量入市、差价结算，它们对存量保护力度总体低于南方沿海：如蒙西基本取消新增机制电量、新疆只给平价项目50%保障、甘肃限80%等；竞价上限也偏低（多在0.25~0.30元左右），鼓励新能源低价消纳本地富余电能；这与这些地区电力外送压力大、本地市场价格低密切相关。

这些省区还特别关注现货市场建设：蒙东蒙西有全国较早的现货试点，均放宽了现货价格上下限（蒙西最高曾放开到5.18元，允许负价；宁夏征求稿将上限设0.56元较低，可能因用户侧承受力有限）；东北的辽宁方案紧随蒙东蒙西，吉林、黑龙江虽未出方案但预计大方向一致，因为东北区域网内需要协同。

总体而言，“三北”由于新能源比重高、消纳矛盾突出，政策更趋激进市场化，期望通过市场信号倒逼出清，例如蒙东在集中式新能源电量几乎全入市的基础上，依然保留负电价机制，希望以价格杠杆促进更大范围消纳。

1.2.2华东、华中地区政策则更注重平稳过渡和制度创新

山东、上海、湖南、浙江、江西等地均拥有一定数量的补贴存量项目和“平价”项目，电力市场化程度中等，它们普遍选择煤电基准价兜底存量、竞价有序引导增量的模式，兼顾投资人信心和用户负担。

在这些地区，机制电价上限相对高（多在0.38~0.42元），机制电量比例安排也不一而足：山东基本衔接既有保障小时（比例可能相当高），湖南削减到20%，上海执行12年后退出，呈现试点探索色彩。值得一提的是，湖南细则的月度季节系数、绿证划转等条款在全国属首创，华中电网偏弱、丰枯分明的特性在其方案中得到反映——枯水期新能源消纳困难，就相应削减保障比例至0.8倍；迎峰度夏、度冬则提高至1.2倍。这种因时而异的机制电量动态调整，有利于缓解新能源出力季节性不匹配，可能为其他有类似季节性负荷特征的地区提供借鉴。

1.2.3南方沿海地区（如广东、海南）因为电力市场较成熟、工业用户基数大，政策上既有前瞻性也考虑区域特例

广东率先发布了竞价和结算细则征求稿，由于本地电价水平高、用电需求旺盛，方案对新项目相对友好：90%电量可获机制价、支持期长达12年，这反映广东希望通过较高保障来吸引新能源项目落地，配合其新能源消纳责任和“双碳”目标；同时广东也对项目履约和“四可”并网提出严要求，以确保高比例保障不被滥用；海南小型独立电网则可能有自己的策略（目前在征求意见），但方向亦是引入差价补贴机制，以解决高发电成本岛屿地区新能源消纳问题。

其他省份进展较慢，目前多在研究阶段。

综上，各区域因资源条件、电力市场基础不同而呈现政策模式的多样化。但共同点是遵循“价格由市场形成、收益由机制稳定”的总思路，把中央136号文框架要求具体化。同时，不少地方结合自身实际推出了独特创新，下节将进一步总结。

第二章 趋势研判与未来展望

2.1共性趋势总结

纵观各省已出台和拟议的政策，有以下普遍共性趋势：

2.1.1新能源上网电价全面市场化成为一致方向

所有地区都明确取消政府定价，要求风电、光伏项目上网电量“原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格”，这标志着固定上网标杆电价时代的终结。各省方案无一例外强调新能源参与中长期合同、现货等市场交易机制，哪怕对存量项目给予兜底电价，也是在市场外部结算差价，而非直接按计划电量付费，可见各地已充分接受市场化改革方向的不可逆性。这体现了对136号文的统一执行。

2.1.2存量项目获得过渡期保护是普遍做法

多数省份在政策中体现出对存量存量电站“分类施策、平稳衔接”的考虑。从已知方案看，大部分地区或多或少为存量项目设置了保护价/保护量，没有“一刀切”取消原有收益保障，这种共识背后是对存量项目投资者合理预期的尊重，也有稳定新能源行业信心、防止已投产电站经营风险聚集的考量。

常见做法就是机制电价=当地煤电价作为兜底水平，且执行期限与项目剩余补贴年限或合理寿命挂钩，这一模式在不同省几乎如出一辙，只是比例略有差异，即使是强调存量全量入市的省份，也基本遵循中央文件要求，对已有补贴项目继续保障其合理利用小时内的补贴电量按原政策执行。因此可以说，“存量不翻烧饼”是各地普遍遵循的一条底线政策。

2.1.3增量项目全部竞价、竞争上网已落实

根据136号文要求，无论东部还是西部省份，新建风电光伏都告别了过去直接拿基准电价或指导电价的优待，一律通过竞争方式确定价格。这一方面是出于公平和效率原则，让市场筛选出成本低的项目；另一方面各地新能源补贴资金来源已枯竭，只能通过这种机制电价安排来给予有限的保障。

实际政策体现为，所有2025年6月1日以后投产项目都纳入竞价范围，且通常每年组织一次竞价（有的首年在下半年组织一次，如湖南、广东；后续每年定期），各地在文件中纷纷提到，未来新增项目不管是竞价确定机制电价还是只参与市场交易，都将以更低成本、更优技术才能胜出，可见“全面平价上网”已经进阶到“全面竞价上网”的新阶段。

2.1.4差价结算机制普遍建立

136号文首创“新能源可持续发展价格结算机制”的概念，各省无一例外都在方案中予以落实，建立起由电网公司执行的差价结算制度。这套机制的核心——差额纳入系统费、全网摊派——也被各地普遍接受。

因此可以预见，未来新能源电价支持将不再依赖财政补贴，而是通过电价机制内部平衡实现：当市场电价低时，用户多付一点电费支持新能源；当市场价高出机制电价时，新能源企业可能返还差价惠及用户，这种正负双向的结算使新能源项目和用户共享市场波动风险，具有可持续性。

在大多数地区，该机制将至少持续到项目生命周期的前10–20年，当存量补贴期结束、增量项目度过初始投资回收期后，新能源将逐步完全按市场价运行，不再需要差价保护。

2.1.5重点难点问题开始浮现共性

随着各地细则逐步公布，一些共性问题受到普遍关注，如分布式新能源如何纳入市场机制电价？部分省未明确区分，业内担心分布式因成本高、参与门槛问题可能需要特殊对待；再如现货负电价问题：山东、蒙西已经出现较长时段负电价，“赔钱卖电”会提高差价补贴费用，引发部分地区选择不允许现货负价（如南方区域此前未引入负价机制）；但趋势上，华北等试点省保留负价以传导信号，而南方可能通过设定深谷电价等方式替代负价机制。

此外绿证、绿电交易与机制电价的衔接问题，各省也开始提出解决思路（如山东和湖南都强调机制电量不得叠加绿证收益，以防“双重收益”），这些共性问题预计将通过全国性经验交流逐步形成统一指引或最佳实践，从而减少各地政策差异带来的混乱。

2.2创新模式与独特实践

在共性趋势下，我们也观察到一些局部创新和独特设计，可能成为行业示范：

综上，这些地方性的政策创新为全国新能源电价改革提供了宝贵经验，随着交流增多，我们可能看到优秀模式被迅速推广：比如履约考核制度已经在南方和中部多地稿件中出现，相信未来其他省份落地方案也会吸收进来；再比如绿证与电价衔接、季节调整机制等，如果实践效果好，也可能被纳入国家层面指导意见修订，各地探索将共同塑造未来中国新能源市场化的政策工具箱。

2.3各省未来政策演化预测

展望到年底，甚至是未来，各省尚未出台的政策或者未来政策的优化方向，大致有以下演化方向：

按照136号文要求，尚未发布细则的省份（如京津、苏、赣、豫、鄂、皖、川、陕等）预计都会在2025年底前拿出方案，这些省份大多已密切关注兄弟省实践，模式预计不会另起炉灶。笔者预计，“煤电基准价兜底+市场竞价增量”将是主旋律，区别只在参数设定上，同时笔者大胆揣测，江苏电力市场化程度很高，又是新能源大省，可能类似山东模式但更加市场导向（江苏已有文件鼓励集中式光伏按50%发电量安排基数电量参与市场）；河南、江西等省新能源体量中等，或参考邻省（山东、湖南）的组合，给出一个适中的存量机制价和增量竞价方案；湖北水电比重大，存量风光有限，可能相对容易推进全面市场化，但仍需保障现有几个大型风光基地项目的收益，估计会采用标准机制电价+差价方案。

华东地区的江苏、福建比较特殊，江苏风光装机巨大且已有完善市场，可能直接沿用山东/上海经验，但也可能在分布式光伏方面有所创新（江苏分布式占比较高，或出台针对性的机制电量政策）；福建风电、光伏规模较小，电力长期富余，预计政策会简明扼要，如存量项目按煤电价保障，新增项目视需求可能比例不高，甚至可能全面入市。

西南地区的四川、云南由于新能源主要是水电，136号文主要影响其风电光伏部分，但笔者预计云南、四川会简化方案，比如延续原有风光保障收购小时作为机制电量，电价不高于煤电价，增量项目可能只有很少保障比例甚至直接完全市场，尤其云南电改先行，电价低廉，或选择不给新增风光保底（以鼓励低成本项目为主）；西藏等地风光起步晚，也许在国家政策下做形式上响应，但实际影响不大。

总体而言，各省最终政策将在共同框架下呈现“百花齐放”但又逐步趋同的格局，一些率先试水的省份模式将被后发省份所参考融合，笔者预计，最后大家可能收敛到几种主要类型：

类型1：存量机制电价（煤电价）+增量竞价+差价结算。典型如山东、湖南等（存量保底较充分，增量有限度保障）。

类型2：存量严格限量+增量少保障+更彻底市场化。典型如西北诸省（存量只保障一部分小时，增量保障比例很低，如20~50%）。

类型3：全面入市+必要差价补贴。典型如蒙西、辽宁（存量无名义基准价，只根据市场均价统一差价结算，偏向全市场化）。

类型4：过渡期特殊安排。如浙江暂用混合结算，供政策空窗期的省份借鉴。

随着时间推移，类型1、2省份可能向类型3演进（过渡期结束后撤掉兜底机制电价），而类型4只是权宜之计会被并入其他类型。国家层面或将在总结地方经验后，出台进一步指导文件，届时省际差异可能进一步收敛，因此，本轮省级探索既是竞争也是协同，最终目标都是服务于全国统一电力市场建设和新能源高比例发展的长远目标。

第三章 影响分析与风险评估

新能源上网电价机制的大调整，对电力市场各利益相关方都会产生深远影响，可谓有人欢喜有人忧，也伴随着一定执行和市场风险。下面分别分析：

3.1 对利益相关方的影响

3.1.1存量新能源项目投资者

由于大部分省给予了机制电价保障，已投运的风电、光伏电站短期收益影响可控，新能源项目投资者仍能拿到接近原有标杆电价或平价上网电价水平的收入，尤其那些原本有财政补贴的项目，补贴政策继续有效，只是结算方式从直收固定电价变成市场价+补贴差额，但补贴强度不变，这确保了项目贷款偿还、股东回报基本不受冲击。

然而，长期影响在于这些电站被动进入了电力市场，需要适应新的交易模式和费用结算流程。例如他们需要参与年度/月度合同交易、报价策略、偏差考核等市场运营；若现货价格出现负值或大幅波动，他们需决定是否发电还是停机避险，尽管有机制电价兜底，但那通常是年度/月度均价，下细化到实时，电站可能得自行承担短期价格波动风险。

另外，一旦执行期满（如20年后）或国家提前调整政策，这些项目将彻底失去保底电价依靠，届时盈利能力完全取决于市场电价和自身成本。对运营不佳、成本高的存量电站而言，这是个隐忧，如果市场电价中枢长期低于预期（比如由于新能源大量并网致全网电价下行），他们未来收益可能低于原来静态测算。

此外，差价补贴费用虽然最终由用户承担，但电站能否及时拿到也是投资者关心的现金流问题，如果电网公司在回收费用环节出现滞后，补贴发放可能延迟（类似过去可再生补贴拖欠的缩影），不过，各地已将差价费用纳入输配电价附加成本，预计由监管调整，应该比财政拨付可靠得多。

总体看，存量业主是改革中受影响最小的一环，政策对他们相对照顾，以维持行业稳定，需要关注的是电站运营能力提升：市场化环境下，精细化运维、数字化预测、电价研判等将成为影响收益的新因素，运营能力强的业主可进一步优化收益，而粗放运营者可能逐渐落后。

3.1.2新增新能源项目投资者

这一群体受到的影响最为直接而深刻。

首先，项目投资决策的不确定性提高。以往只要拿到指标就锁定一个电价，现在需要通过竞价确定电价，且可能只对部分电量有效。竞价本身有输赢，中标者获得相对稳定收益，但竞争将压低电价水平（如山东预期机制电价比现货均价低12.8%，体现政策过渡性保护有限），报价太高可能丢标，太低则影响未来盈利，开发商面临博弈抉择。

其次，就算中标拿到机制电价，通常也只能覆盖项目部分发电量（20~90%不等），剩余电量需卖市场价，市场风险部分转嫁给了发电企业。如果项目所在地用电需求不足、现货价格频繁触及下限甚至负值，那么未受保护的那部分电量收益堪忧，这将倒逼开发商更加重视项目选址、电网消纳条件和度电成本控制，低成本项目将更有优势，因为它们可以在竞价中报出较低价格仍有盈利空间，从而更容易中标并消化市场价波动；高成本项目则举步维艰，可能难以中标或即使建成在市场中亏损。由此行业内部将出现优胜劣汰，技术进步和成本下降成为生存必需。

再次，新开发商的收益模式复杂化，财务模型需考虑双段式现金流，一段按机制电价、另一段随行就市。融资方（银行）也需重新评估这类项目风险——过去有政府背书电价，现在收益曲线充满不确定性，项目融资门槛可能提高，银行可能要求更多自有资本或引入长单对冲机制降低风险。

对积极的开发商而言，这也是机遇，可以通过参与电力现货、跨省交易、布局储能调节等方式，在市场中赚取超额收益。例如，在价格峰谷中灵活运行电站或配置储能，就可能卖出部分电量高价，从而把市场部分收益提升，弥补低谷的损失。政策对技术创新的导向正体现在这里：谁能提升资源利用率、增强调节能力、降低度电成本，谁将在新环境中胜出，相反，寄希望于躺赚固定补贴的新开发商将不再适应。

3.1.3电网企业

电网公司在本次改革中扮演了从“收购者”向“结算中介”和“服务平台”的角色转变，对其影响有正有负，具体体现如下：

职责增加：电网需承担组织新能源参与市场交易的技术支持、计量结算等工作，并履行差价结算的职责。这意味着电网IT系统、计量系统要升级，以便精确统计每个项目纳入机制的电量、市场均价和应补贴金额。每月或每季度庞大的结算工作量不可小视，但电网在大用户直购电等市场业务上已有一定经验，可复制加强。

资金周转压力：电网需先垫付给新能源企业差价款（若市场价低于机制价时），再向下一个电价周期向用户回收，如果一些地区差价金额巨大且存在回收滞后，电网短期资金压力会上升。不过，因为差价费用纳入输配电价回收机制，有监管保障，电网风险不算高，只是财务调配需要注意。长期看，当越来越多新能源全面市场化后，这块代结算业务也将逐渐淡出。

经营影响：由于新能源上网电价不再刚性，电网传统购售电业务模式改变，不再从新能源购电然后定价卖出，而是作为市场平台撮合交易、收取过网费，这对电网经营利润并无直接损害，反而因输配电价机制稳定，它可以通过扩大交易电量增加过网费收益。此外，差价费用计入输配电价，电网企业本身并不吃亏（费用转嫁用户），甚至在市场价高于机制价时，电网会结余资金再退还给用户，这对电网现金流有正面影响。

调度运行：随着新能源全额入市，电网调度需要适应新能源在现货市场中的随机波动报价、尤其是负电价下新能源出力可能受限等情况，但电网调度原则仍以安全为先，相信会通过市场规则来保障电网安全。目前看，电网更多是改革的执行者和监督者，其核心输配业务和垄断地位未受撼动，但电网也需转型，从“管理型”向“服务型”转变，为市场主体提供公平开放的交易环境和高效结算服务。

3.1.4电力用户（终端用电企业和居民）

最终用户的电价将受到新能源价格市场化的间接影响。

一方面，新能源电价下降的红利将在竞争中部分传导给用户，新增项目竞价电价往往低于以往标杆电价水平，全社会用能成本有望降低，新能源逐步平价甚至低价，对于降低高耗能行业电费、推进绿色电力消纳都有好处，市场促使“按价用电”代替“按需用电”，这对用户是一种倒逼转型，积极者可降低用能成本。

另一方面，用户也要承担新能源差价补贴费用。各省明确差价费用纳入输配电价向全体用户分摊，也就是说，当新能源市场价卖不出高价时，用户要在电价中多掏一点补贴发电企业，如白天太阳能过剩、电价很低甚至负时，发电商亏的那部分由其他时段用户埋单，这本质上类似过去可再生能源附加，但机制更加透明和灵活，当新能源价格高于机制价时（例如遇上电力紧张拉高市场价），用户又可分享发电企业上缴的超额收入，从而平抑用能成本。

因此对于终端用户，新能源电价市场化带来的直接影响有限，但电价结构中可能出现一个新项目差价结算费项，目前各地工商业用户电费中已有类似“系统备用费”等概念，这部分费用的高低取决于新能源市场价与机制价差额，初期预计每度电几厘钱量级，不会对用户电价总水平造成剧烈波动。

但长期趋势是，如果新能源成本持续下降、市场电价走低，差价补贴需求会递减，用户受益增加；反之，如果市场电价长时间极低，用户需要承担的补贴也会上升。不过，考虑到各省新老项目机制电量比例会逐年动态调整，如果发现用户侧成本过高，可减少下一年保障比例，从而把压力也传导给发电侧，这种动态调整机制保证了用户承受能力是重要考量，不会让改革成果“由用户买单”过多。

总体来说，大工业用户可能获得更活跃市场和更低谷价电力，一般工商业和居民则主要通过政策分摊新能源成本，但幅度有限，未来随着绿电消纳要求提高，大企业主动购买绿电的意愿也会上升，这也是用户参与市场的积极变化。

3.2潜在风险与挑战

尽管改革总体平稳推进，各省政策逐渐落地，但仍需关注以下风险点和执行难题：

3.2.1市场价格的不确定性风险

正如有些业内专家指出的，当前新能源上网电价呈现“上限明确、下限不明”局面。各省虽然规定了机制电价上限，但并没有为市场电价设定固定下限（部分省放开负电价），新能源发电商实际面临的“地板价”难以预测，可能远低于其度电成本，甚至出现倒贴，比如今年山东光伏现货价跌到每度1分钱出头，超出很多人预期，如果这种超低价或负价频繁出现，将导致差价补贴资金激增（电站需要大量补贴才能达到机制价）。虽然从财务上能平摊给用户，但在制度设计上就偏离了改革希望新能源“通过竞争降低成本”的初衷，也可能引发社会对负电价的争议。

因此，负电价频现是一个值得警惕的风险。所以，笔者认为应当设定现货价格下限（如部分省规定深谷时段0元为底），或者提高新能源消纳灵活性（加强抽蓄、电网调度），以免长时间“零价甚至负价卖绿电”侵蚀新能源项目收益预期和增加用户成本负担，当然这需要市场运营机构和监管部门密切监测，适时优化现货价格机制。

3.2.2差价结算的落实和监管

差价补贴费用由电网公司经手，需防范结算不透明或拖欠的情况。虽然不像财政补贴会拖欠多年，但若结算细则不明确、资金科目管理不善，也可能出现电网占压资金、企业拿不到钱的问题。各省应尽快发布差价结算细则（如广东已形成征求稿、新疆要求由电网编制结算细则），明确结算周期、计算公式、信息公开和监管查核手段，监管部门需对电网代收代付的账目进行审核，确保收了多少钱、付了多少钱、结余如何处理向社会公开。否则，如果电价附加提高较多，用户会关心这些钱是否真正给了新能源企业，新能源企业也关心有没有全额及时到帐，任何一方感到不公都会影响政策公信力。

3.2.3竞价规则的实施细节

竞价方案看似公平，但执行中存在潜在挑战。比如如何防止围标串标？区域内若几家开发商串通报高价，保障电量可能被抬价，损害用户利益；反之，如果报低价过于激进，“赢家的诅咒”导致项目日后入不敷出甚至烂尾，也是损失。因此交易中心和监管方要严格监督竞价过程，必要时引入独立第三方评估报价的合理性；一些地方或许需要预设流标机制，如申报项目不足、充足率不达标，是否延迟竞价或缩减指标，以免毫无竞争就分配高价保障。

此外，竞价电量的兑现也有技术细节：一个项目中了某年X万MWh指标，但实际发电可能受天气影响不同于预估，如何结算？大多方案是按实际发电×中标比例结算，不足部分作废，但全年发电超出预期是否奖励？这些都需要细则明确；还有跨省区送电的新能源如何处理？136号文规定跨省外送项目按国家跨省政策执行，那么例如蒙西外送华北的新能源，是否计入蒙西机制电量？这些跨区协调也存在一定复杂性，需要能源局层面进一步明确，否则省内政策可能难以覆盖这块。

国家层面可能需要在适当时候统一机制电价上限或制定跨省新能源交易的补偿机制，否则区域壁垒可能重现（如某省不愿外购别省新能源，因为买进来没有补贴拿，自己省内新能源还要补贴），因此要防范政策碎片化带来的市场割裂风险。

综上，新能源上网电价市场化改革在大方向正确、趋势不可逆的同时，其实也是一个复杂的系统工程。必须通过强化电力市场监管、完善配套细则、加强信息透明等手段，将上述潜在风险降低。在实践中不断总结纠偏，确保改革初衷（降成本、促消纳、稳投资）得以实现而不发生大的颠簸，这需要政府、电网、发电企业和用户多方的协同努力。

第四章 写在最后

总的来说，136号文的落地政策已在各省陆续铺开，呈现出“统一原则下的差异实践”格局。

统一原则是新能源电量全部进入市场，价格由市场形成，再通过各省建立的机制电价对存量项目予以兜底保护、对增量项目给予有限支持以稳定预期；各省的差异实践体现在存量项目保障程度不同、增量项目竞价规则各异以及区域电力市场成熟度的区别。总体而言，各地政策遵循公平承担、平稳过渡的理念：既保持了存量项目投资收益基本平稳，又引入竞争机制推动新增项目降本增效。

改革的共性趋势是明确的——新能源走向全面市场化是大势所趋，政府定价和财政补贴将逐渐退出历史舞台，取而代之的是市场价格信号引导资源配置、用户承担绿色转型成本的新模式；然而，各省起步条件不同，因而在机制设计上短期内不会一刀切，这种探索有助于寻找最优路径，在实践中已经出现一些创新亮点（如季节调整、履约考核、部分固定+部分浮动电价等），这些有益经验将为后续政策完善提供参考。

对于新能源行业而言，本轮改革意味着游戏规则的根本改变：发电企业从“享受固定电价”转向“参与市场竞价”，收益不再有绝对保障但仍有托底；投资价值更多取决于项目竞争力和市场运营能力。对于用电侧，则打开了新能源低价消纳的空间，同时也承担起支持新能源发展的责任；市场机制的引入预计将提高整体效率——倒逼技术进步、成本下降，同时促使电力系统更加灵活高效，以容纳更多清洁能源。

当然，改革也伴随着阵痛和挑战，需要在执行层面精细化管理、密切监测市场反应并及时调整。总体来看，各省的新能源上网电价改革正在朝着市场导向、保障适度、动态调整的方向良性推进，这将为我国新能源产业进入高比例、高质量发展新阶段奠定制度基础。我国正迈向新能源全面入市的新时代，虽然前路仍有不确定性，但方向已定，趋势不可逆转。

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