近期，研究院接受《中国电力企业管理》杂志专访，有关观点如下：
《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》，由国家发改委、国家能源局联合印发 （发改价格〔2025〕136号文），2025年2月9日正式发布，2025 年6月1日起按节点实施，是我国风电、光伏新能源从 “保量保价兜底” 转向全面市场化的里程碑文件。
136号文的内容划分为两大板块，一是新能源入市核心机制，二是各类配套支撑政策。前者回答新能源“怎么入市”的问题，推动新能源上网电量参与市场交易，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制电价”），该电价模式借鉴了欧洲的差价合约（Contracts for Difference，CfD），政府按照事先约定好的执行价格与同期市场参考价之间的差额向低碳发电商发放补贴，多退少补。机制电价为场外机制，产业政策与市场机制“分轨运行”，在新能源完全能“养活”自己之前，提供政策性的“安全气囊”。
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过去大家几乎不会讨论‘该不该发’，现在‘该不该发’成了重要问题。光伏在中午集中出力，在新能源占比较高的地区，可能面对的是地板价；而在晚高峰、紧缺时段，同样一度电的价值可能完全不同。
机制电价是过渡性安排，长期看一定是“覆盖比例逐年收窄、单价逐步向市场靠拢”，最终让位给“现货价格+绿证环境”的价格机制。“136号文定的大方向很清楚，机制电价不会长期托底，这一点我认为是这轮改革设计里的一大亮点——中国没有把自己锁进一份‘谁都能自动拿到、一拿就是二十年’的承诺里，这跟德国‘自动锁定二十年、想退却退不动’的困境有本质区别。”
“德国模式”即依靠《可再生能源法（EEG）》推行的固定上网电价FiT（Feed-in Tariff），项目并网即可锁定20年稳定电价。长期刚性义务形成沉重负担，政策想要调整补贴却进退两难。就在今年7月，德国推动EEG法案进行大幅修正，逐步淘汰FiT，大型项目强制采用差价合约（CfD），屋顶光伏补贴有序退场，同时在电网拥堵区域引入限电补偿改革。对比来看，国内机制电价先天带有渐进退出的制度安排，不存在难以解绑的长期刚性政策负担。
机制电价何时退出、以怎样的节奏退出，受到多重因素综合影响，但在采访中，多位业内人士达成共识，绿电、绿证市场建设的成熟度成为关键推手。
一方面，要看绿证“这条腿”能不能及时补上。机制电价这把“伞”收得快不快，取决于绿证的环境价值能否撑起来；另一方面，受各地财政和消纳指标的硬约束。机制电量靠省级竞价分配，各省财力、消纳压力不同，调整速度必然分化。
42号令让新能源收益从“靠一份锁定的固定电价托着”，转向“靠环境属性本身在市场上卖出价值”。机制电价这把“伞”终究要收，绿证这把“新伞”正在同步撑开，前者注定要慢慢收，后者正在加快补。
但壁垒也是存在的。 第一，绿电价值锚点存在外部依赖风险。当前国内绿电、绿证需求很大程度依托欧盟相关法规（CBAM、电池法规）的认证要求。与此同时，科学碳目标倡议组织（SBTi）正式发布《企业净零碳》V2.0，分时绿电交易正逐步受到跨国企业重视。
第二，电能价值、环境价值与碳减排价值的边界和协同机制尚不清晰，绿电、绿证与碳市场仍相对割裂，亟待明确重复计算防范规则，构建协同激励机制。
第三，跨省壁垒的本质，是绿电消纳责任在省间如何公平分担的问题。送端愿意送、受端不一定愿意接，因为接了绿电可能挤占本地电源的生存空间，这跟德国南北错配是同一类问题，只不过我们是省间壁垒的版本。
核心要“让价格说真话”。
第一，把CfD补偿基准明确锚定在“固定参考值”上，而不是实际发电量。只有让补偿和实际发电量脱钩，才能真正倒逼存量老机组在负电价时主动减产，让价格信号被听见。否则前面所有护栏和机制，都在给“该停不停”的老装机做掩护。德国正在将负电价断补门槛从4小时（2023年）逐步收紧到2小时（2026年），计划2027年收紧到1小时——就是在补这一课，我们最好别等到问题出现才想办法。
第二，把曲线偏差从“事后整体兜底”逐步转向“责任精准分配”。可借鉴德国平衡组“谁偏差、谁负责”的理念，逐步强化市场主体偏差责任，进一步提升预测和交易优化的积极性。但“强化责任”并不等于签约时锁死曲线。新能源出力具有天然的不确定性，随着交割时间临近，预测精度会持续提高，因此，更需要建立更加充分的日内交易机制，让市场主体能够根据最新预测滚动修正持仓，而不是简单提前锁定交易曲线。新能源占比越高，市场越需要完善连续交易机制，而不是压缩调整空间。
第三，补齐真正的金融对冲工具。电力期货、期权、可交易容量产品要尽快推。让新能源有工具抵御市场波动风险，而不是全靠中长期一块“安全垫”硬扛。
我国可参照借鉴德国模式，探索利用碳配额拍卖筹集的资金，专项支持火电灵活性改造等低碳项目。
本文转载自碳路腾云公众号。
