国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于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）（下称136号文）对新能源参与现货市场和中长期市场的交易规则和价格机制均作出相关规定和指引。部分省份的执行政策相继落地，对电力交易市场影响几何？
随着136号文落地，新能源入市的政策框架逐渐清晰，但各地在具体实施过程中仍存在较大差异。目前，内蒙古自治区蒙东、蒙西地区以及新疆已率先发布实施方案，明确了新能源项目上网电量全部进入市场，并提出了可持续发展价格结算机制的具体操作方式。其他省份也陆续进入征求意见阶段。
以蒙东为例，内蒙古自治区发展改革委、能源局印发的《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》明确表示，持续推动新能源上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。同时，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目衔接，稳定增量项目收益预期。
在山东，虽然尚未正式发布实施方案，但山东省发展改革委发布的《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》已明确提出新能源项目将参与市场交易，并参考其他市场化率适度优化的政策。尽管目前仍存在一定的不确定性，但山东作为新能源大省，其政策指向将对全国新能源入市进程产生重要影响。
“对于中东部省份而言，新能源入市配套机制电量方案存在不确定性。部分省份在136号文出台前已出台相关政策，大多对分布式新能源的入市持谨慎态度；136号文出台后，这些地区对分布式机制电量政策或态度存在差别。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽在近日举办的农村可再生能源发展交流会上表示，河北和山东的地方性政策中未明确区分集中式和分布式新能源。山东的征求意见稿中，也未对分布式新能源进行单独区分，这引发了业界对分布式新能源入市和机制电量落地的广泛关注。
时璟丽认为，在分布式新能源方面，136号文提出要对成本差异大的技术进行分类组织，如“千乡万村”驭风行动等项目，需考虑村集体收益共享带来的与普通风光项目的成本差异。此外，分布式新能源参与机制电价的前置条件是否与集中式项目相同，也成为地方实施方案制定中的重点问题。部分中东部省份在实施方案的草案中已考虑分布式新能源的特殊性，提出简化前置条件等方式。
在市场交易层面，136号文提出推动现货市场与中长期市场“双轨并行”，适度放宽现货市场限价，允许电价在工商业尖峰电价与新能源成本收益之间浮动；同时，缩短中长期市场交易周期至“周、多日、逐日”，以提高市场灵活性。此外，还鼓励新能源企业与用户签订多年购电协议，提前锁定收益，推动绿电交易分离电能量与绿证价格，实现价值最大化。
2025年以来，随着新能源装机规模持续攀升，发电能力持续增强，电力现货市场价格出现明显下降。某新能源企业负责人表示：“受当前电力现货市场加速推进、煤价下行等多重因素影响，电价下行预期较大，部分省份中长期价格已触及基准价下浮20%这个‘地板价’，新能源发电企业大概率都要有一个‘阵痛期’。”
此外，136号文中关于绿证收益的规定也引起了业内的广泛讨论。新政规定，纳入可持续发展价格结算机制的电量（下称机制电量），不重复获得绿证收益。也就是说，发电企业将面临机制补偿收入与绿证收入“二选一”的抉择。
“根据政策，我估计老的项目至少90%在早期都会进入机制电量，就无法单独卖绿证了。” 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，这将一举扭转当前绿证的供需关系，市面上可流通的绿证将急剧减少。这将对出口型企业，以及需要通过购买绿证来完成可再生能源电力消纳责任权重的地区带来影响。
业内人士透露，目前绿证价格快速升高。今年1月份，北京电力交易中心绿证交易平台绿证挂牌市场绿证价格多数为2元/张，136号文发布后已高于8元/张。
“我们寄希望于各省份在制定政策的时候，机制电价内将电能量价格和绿证价格分开，绿电交易和机制电量不互斥，只享受一个绿证价格，这样不仅可以促进绿电交易，也可以规避掉很多执行上的麻烦。”某发电企业负责人表示。
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