国家发改委2025年136号文以“机制电价”为核心推动新能源全面市场化，通过存量项目锚定煤电基准价、增量项目竞价形成“兜底价”，结合消纳责任权重动态调节保障电量规模，构建“多退少补”收益稳定机制，既对冲市场波动风险，又倒逼行业技术升级，标志着新能源产业正式转向市场化与政策保障并行的新阶段。上一篇介绍完政策核心和市场影响后，本篇文章将从机制电量的动态锚定逻辑与机制电价的分层定价规则切入，解析政策如何通过“分类施策+弹性调节”双轴设计，在释放价格信号的同时守住行业收益底线，重塑新能源市场化转型的底层框架。
电量规模：与现行保障性收购政策衔接，每年自主确定纳入机制的电量比例，但不得超过上一年水平。
动态调整：每年新增机制电量规模与地方“非水电可再生能源消纳责任权重”完成情况挂钩。
案例说明：甲省2024年新能源上网电量1000亿千瓦时，原保障消纳（非市场化）比例60%，预测2025年6月-12月新能源上网电量100亿千瓦时，那在6月竞价时，纳入机制电价的电量预计为100×60%=60亿千瓦时。假设甲省2025年新能源消纳指标是20%，实际完成了25%（超额）。那么2026年该省给新能源项目的机制电量规模可以适当减少，因为市场已经能消化更多新能源，反之同理。
锚定煤电基准价：存量项目按现行政策执行，上限不超过当地燃煤基准价（广东0.453元/度）。
省级竞价确定：各省组织未来12个月内投产的项目参与竞价，按报价从低到高排序，最终机制电价以入选项目最高报价为准。
案例说明：甲省需要60亿千瓦时机制电量，有ABCDE五个厂进行申报竞价：
按照边际出清逻辑，ABC厂全量中标，D厂中标5亿千瓦时，E厂未中标。D厂作为边际机组，机制电价确定为0.320元/千瓦时。用下图进行说明更加直观：
②机制结算电费=机制电量×交易电价+机制电量×(机制电价-市场交易均价)
③实际结算电费=现货电量×现货电价+中长期交易电量×中长期交易电价+机制电价电量结算电费+环境溢价收益
由上述公式可知，新能源新政下的收入来源分为两类：1.场外收入：机制电价电量结算电费；2.场内收入：市场电费=现货电费+中长期电费+环境溢价收益。通过结算公式探究电力市场本质，这是一种较快的学习方法，所以我们利用结算公式来解析新能源入市后的影响。
场外收入的关键就是机制结算电费，从②可以看出机制结算电费由交易电价和差价补贴组成，其中现货连续运行地区的交易电价为项目所在节点的节点电价，市场交易均价为所在节点同类项目加权交易均价。
场内收入的关键就是交易电价，即现货电价、环境溢价和中长期交易电价。这样制定的作用，一方面机制电价对应电量部分有相对稳定的收益预期另一方面适度灵活，激励企业和项目提升电力市场交易能力,以及向高节点电价区域和时间配置，在现货市场中我们应该考虑不同位置、时序发电能力所开云网页版 开云kaiyun形成的价格因素。
场内场外收入的核心都包含了现货电价，所以现货的“量”、“价”可以视为入市新能源的核心收入之一。从交易逻辑上来说，由于现货电价以边际出清，且在现货市场新能源边际成本为0，由经济学逻辑可知边际成本等于边际收益是企业实现利润最大化的核心条件，所以新能源在现货市场的报价均为0，即不掌握现货定价权，做跟随出清机组，所以新能源机组在现货市场的博弈空间主要在日前/实时市场做机会套利（与现阶段售电公司情况一致）。另一重点则由中长期交易“量、价”，由于新能源出力曲线的特性，中长期交易并非单纯的量价，而是要考虑分时量价，即对赌每小时的现货价格。
通过对于公式的分析，我们可以体会到在新能源产业加速市场化转型的背景下，机制电价+动态调节的政策框架通过差异化设计实现了多方共赢：既为存量项目提供平稳过渡窗口，又通过竞价机制倒逼增量项目降本增效；既以多退少补机制熨平市场价格波动，又通过现货市场的边际定价引导资源优化配置。
随着政策实施的深化，企业需加速构建技术+市场双轮驱动能力，在技术端提升发电效率与灵活性调节能力，基于现货市场边际出清特性，优化项目布局与运行策略，重点向电价敏感区域倾斜，同时强化电力市场交易策略研究，加强专业交易人才培养，建立市场化人才梯队机制，培养既懂电力系统特性又熟悉市场规则的复合型交易员，重点提升分时电价预测、中长期合约对冲、现货报价等实战能力。只有将政策红利转化为市场竞争力，方能在电价双轨制向完全市场化过渡的进程中把握先机，推动行业从政策依赖型向效率驱动型的高质量发展转型。
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