各地对136号文的承接方案、竞价细则及保障文件在具体条款设计上,存在显著的地方特色。新能源全面入市在政策与实践层面逐步深化。

今年年初，国家发展改革委、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质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革，要求各地在2025年年底前出台并实施具体方案。

截至9月初，已有20余地制定并发布了承接文件或征求意见稿，其中正式发布的文件，政策定位清晰，在规则层面产生约束力；而更多承接文件仍处于征求意见阶段，相关规则细节存在调整空间；此外，还有部分省份流出非官方文件或讨论稿，其核心内容有待最终确定后进一步观察。

各地竞价规则设计差异化分析

从具体规则体系看，各地对136号文的承接方案、竞价细则及保障文件在具体条款设计上存在显著的“地方特色”。

各地承接方案对“全容量认定”“并网时间认定”和“分期项目认定”这三项的规则设定就极具差异性。例如，山东严格要求按备案管理增容，避免存量项目套利，而海南则对早期项目提供了保护性机制；上海在同场竞价上的突破与宁夏在分布式超低保障比例上的尝试都体现了因地制宜的设计思路。

在竞价细则层面，机制设计的分化尤其突出：竞价平台与规则上有广东的集中排序出清与山东的初期分类竞价；市场交易均价公布方式有蒙东的分阶段结算与广东按电源类型分类公布；差价结算机制则发展出辽宁创新的“差价结算+容量补偿”模式和上海优化效率的辅助服务市场资金来源安排。

保障性文件对核心风险的关注点也各有侧重，山西在拓展容量补偿范围上进行尝试，甘肃关注机制电量与消纳能力的动态挂钩，广东强调“四可”等涉网安全要求，山东在防止低价恶性竞争方面加强了监管措施。

各地在设定新能源增量项目竞价上下限时也呈现明显的差异化。竞价上限设定方面，山东（竞价上限为0.35元/千瓦时，是煤电基准价的88.6%）、辽宁（竞价上限为0.33元/千瓦时，是煤电基准价的88%）等负荷省份通过设置相对偏低的竞价上限，强化竞争导向，并通过申报充足率等门槛倒逼企业提升效率；山西、新疆、宁夏则锚定煤电基准价，维持收益预期稳定性。竞价下限设定方面，山东按固定成本折算技术差异下限以防御恶性竞价，辽宁、新疆等地设定基准价的48%～57%为统一下限以兼顾项目可行性与竞争性。

更深刻的变化体现在电力市场整体设计的变革上。各地在市场系统层级衔接、交易品种创新和价格形成机制等方面进行了积极探索。围绕“市场驱动、风险共担”的核心目标，各地通过缩短中长期交易周期并提高交易频次，强化与现货市场的动态联动，推动新能源上网电量全面参与现货市场，同步放宽限价范围，使价格信号更真实地反映实际新能源供需。辅助服务市场则从单一调频向备用、爬坡、惯量响应等多元交易品种扩展，形成“电能量+辅助服务”的双轨协同体系。通过分层定价与动态调整，重构价格形成机制，构建“价格发现—风险分摊—资源优化”的三角框架。市场层级衔接传递真实供需信号，交易品种创新激活环境价值与跨区流动性，价格机制重构平衡短期过渡与长期效率，最终旨在实现“新能源从政策驱动转向市场驱动”的深层目标。

因地制宜，推动风光产业发展

在136号文推动新能源全面入市的背景下，各地承接文件对新能源技术的分类呈现出丰富且具有差异化的实践。

从已发布文件的省份看，各地均依据自身资源禀赋和市场条件，对新能源项目进行了多维度划分。例如，山东将分布式光伏按容量细分为“10千瓦以下”和“10千瓦以上”两类，明确不同的并网条件和市场参与方式；山西则突出风电的分类管理，区分了陆上集中式、分散式及具备调节能力的项目类型；广东和浙江针对海上风电单独设立技术门槛和市场支持机制；西北省份如甘肃将光热发电项目纳入新能源可持续发展价格结算机制，并对其提供全额保障。这些分类方式总体上清晰界定了不同技术的市场定位，有助于提升新能源并网和交易的效率，兼顾不同技术类型的自身特点和发展现状。

技术分类的差异化，映射出新能源高质量发展在市场竞争与政策保障之间寻求平衡的现实需要。对于成熟技术类型，如集中式光伏和陆上风电，各地普遍通过市场化竞价机制激发效率提升，例如山东、山西等地采用“报量报价”方式，使项目通过价格竞争获取发电空间，倒逼技术创新和成本降低。与此同时，为防范市场波动风险，多地引入了保障机制，如山东对分布式光伏设置保障收购小时数，山西对参与现货市场的风电项目提供成本补偿和履约保函支持。对于技术复杂度高或初期成本偏高的类型，如海上风电和光热发电，保障性政策更为突出，例如广东对海上风电实行分类补贴和优先发电安排，浙江探索海上风电绿电交易加溢价机制，这些措施既稳定了投资预期，也为技术进步留出窗口期。此外，分类施策还需注重跨技术协同，例如甘肃、宁夏等地鼓励“新能源+储能”捆绑参与市场，通过价格信号引导储能配置，增强系统调节能力。

从本质看，分类施策的核心是让市场在资源配置中起决定性作用，同时通过精准保障弥补市场失灵，推动新能源产业从规模扩张向质量效益转型。未来，需进一步细化分类标准与动态调整机制，例如建立基于技术成熟度和市场贡献率的分类评估体系，从而持续优化政策供给，实现新能源的高质量、可持续发展。

政策与市场双驱动，构造电力新生态

随着新能源全面入市在政策与实践层面逐步深化，我国电力行业正在经历一场从规模扩张到内涵发展的深刻变革。各地承接方案的落地，加速了新能源参与电力市场交易的进程，推动了一场以市场机制为核心、以技术革命为动力的行业生态重构。

在政策与市场双轮驱动下，新能源发展正逐步摆脱过去依赖补贴、低水平重复建设的路径，转向依赖技术创新、模式创新和制度创新的高质量增长新阶段。统一电力市场体系的构建，跨省跨区交易机制的完善，以及绿电交易、绿证市场等环境价值兑现机制的成熟，共同为新能源创造了更加透明、公平和高效的发展环境。与此同时，数智化与电力电子构网化技术的深度融合，正推动新能源电站从“被动并网”向“主动调控”转变，使其成为新型电力系统中具备调节能力、响应能力和市场参与能力的关键组成部分。

这一转变的核心在于，新能源产业不再仅追求装机规模的扩大，而是更加注重度电成本的精益管控、全生命周期效益的提升以及系统价值的贡献。储能、氢能、虚拟电厂等新兴业态的快速发展，进一步丰富了新能源高质量发展的内涵，推动“源网荷储”一体化协同发展成为可能。未来，随着电力市场不断成熟和能源科技持续突破，新能源将逐步转型为主体能源，并在实现“双碳”目标、构建新型能源体系中发挥关键作用。

展望未来，新生态的成熟仍面临诸多挑战。不同交易品种之间的耦合互动、省间市场差异和协调成本、不同技术路线竞争力分化等问题仍需在政策与市场互动中不断调试。但可以肯定的是，基于分类施策、市场驱动和系统协同的路径已初步明确。随着全国统一电力市场体系的加速构建，特别是跨电网常态化交易机制的实施和区域电力市场的协同运行，电力资源将在更广范围内实现优化配置。唯有依托“全国一盘棋”的市场框架，持续完善制度设计、强化监测评估、推动业态创新、提升监管效能，才能最终畅通资源配置渠道、深度释放市场活力，促进新质生产力在能源领域的深度融合与高效释放，对加快构建新型电力系统作出新的贡献。

（作者系中电联电力发展研究院主任工程师、工学博士）