2月9日，国家发展改革委、国家能源局重磅发布的《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），引起行业震荡，新能源投资的底层逻辑被彻底改变。
5月7日，山东省发改委率先响应，出台了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》（下称《实施方案》）和《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》（下称《实施细则》），成为全国首个落实136号文政策的省级部门。
“一省一策”的地方版136号文背后反映出地方政府怎样的政策逻辑？增量项目中机制电价、保障比例、执行期限将如何设置？不同类型的新能源项目面临哪些差异化设计和潜在机遇？省级细则的出台又将从哪些维度影响未来新能源的投资布局？
带着这些问题，上海国际问题研究院“能源低碳发展”项目课题组与国际环保机构绿色和平邀请了山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌一起聊聊山东136号文实施细则的重点内容，以下为对话摘要。
核心逻辑是以低电价获取发电权
绿色和平：5月7日，山东省发改委率先印发《实施方案》及配套《实施细则》。您认为山东方案中有哪些需要重点关注的内容？这背后反映了怎样的规划思路？
张晓斌：山东省的方案亮点主要体现在三个方面：一是推动存量项目市场化过渡。在维持0.3949元/度燃煤基准价的基础上，打破全额保障，让一部分电量裸露在市场中，参考山东省及外省新能源的非市场化消纳比例，提出拟将存量项目电量按80%~90%的比例纳入机制电价竞争范围。二是增量项目竞价机制创新。引入不低于125%的”充足率”设计，促进充分竞争；建立履约保函制度防范市场风险；取消项目类型差异，实行统一市场准入。三是改革系统运行机制。要求新能源承担系统调节责任，推动其从被动接受向主动交易的市场参与模式转变。这些调整势必将重塑新能源项目的经济性评估体系，对新能源企业的市场适应能力也提出了更高的要求。
新能源参与市场的核心逻辑是以更低的电价换取发电权，也就是通过竞争获得消纳空间。政策正逐步从“保障性收购+市场交易”转向“机制电量+市场交易”的新模式。其中，增量项目机制电量部分需通过竞价确定，最终根据报价由低到高择优选取入选项目。这意味着，只有具备更强成本控制能力、能够报出更具竞争力电价的新能源项目，才更容易在市场中获得发电和上网的权利。
这一机制转变背后的考量是推动新能源逐步承担系统责任。系统责任主要体现在两个方面：一是新能源电量不再享有100%按煤电基准价保障收购的待遇；二是在电力现货市场机制下，不平衡费用的承担范围未来可能扩大至所有电压等级，并朝着全国统一执行的方向推进。
新能源全面入市的下一步就是市场的优胜劣汰，推动新能源行业从”政策驱动”向”责任共担”转型。即便是对于存量项目，机制电价也并不意味着新能源企业可以躺平，未来“保量保价”的比例一定会逐步下调。这意味着，投资者不能再依赖固定收益模式，需要主动提升参与市场的能力。因此，未来更多的是考验电厂的资产管理和交易能力，从而保证电站在市场化交易中能够获得合理的价格。
绿色和平：5月30日，山东省发改委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于做好2025年电力市场平稳衔接过渡有关工作的通知》（下称《通知》），就新能源上网电价市场化改革过渡期（6月1日至山东省新能源全量入市前）的工作提出要求。通知中有哪些新的信息值得关注？
张晓斌：首先，《通知》释放了一个明确信号：原定6月份开展的新能源竞价可能会推迟，预计可能延至6月底甚至7-8月。这主要是考虑到政策正式稿的出台和市场各方的准备工作都需要更充分的时间。其次，文件特别强调要实现平稳过渡，要求市场主体提前做好应对安排，但并未像以往那样提供具体的计算公式或数字指标，这实际上给了政策执行更大的灵活性。
从本质上看，《通知》反映了主管部门在推进电力市场改革过程中的审慎态度。对新能源企业来说，现在最需要做的是利用政策缓冲期，加快完善自身参与电力市场交易的能力建设，为即将到来的竞价做好全面准备。
新能源竞价时代的赢家逻辑
绿色和平：对于现在正处于观望阶段的光伏企业，机制电价下的竞价制度会带来什么影响？
张晓斌：竞价机制的推出对光伏企业的影响主要体现在市场参与方式和收益模式上。首先，竞价机制的核心逻辑是“不参与竞价，无法享受保障收益”——未参与竞价的项目只能被动接受现货市场价格，而山东现货电价波动较大，例如今年4月曾低至每度电1分6厘，这对企业收益构成较大风险。
其次，分布式光伏项目有两种参与方式：一是通过聚合商（如具备资质的售电公司）打包参与竞价，但目前聚合服务的费用模式、规模限制等细则尚未明确；二是企业独立参与，但需具备售电资质或与合规主体合作，门槛较高。
第三，工商业分布式项目需满足50%以上的自发自用比例，剩余电量可参与竞价；集中式电站中长期合约外的电量同样具备竞价资格。
当前政策仍处于征求意见阶段，具体规则（如聚合规模是否可跨项目叠加）需以山东省正式政策为准。观望中的企业需要密切关注正式文件的发布，提前评估聚合模式或独立参与条件，以规避现货市场低价风险，争取竞价机制下的最优收益。
绿色和平：《实施方案》对于户用光伏项目有什么影响？
张晓斌：户用光伏层面，需要重点关注存量“光伏贷”项目可能引发的金融与社会风险。简单来说，“光伏贷”就是农户先通过银行贷款建光伏电站，再用发电收入还贷。在市场化交易机制下，电价波动性加大，直接影响项目的收益稳定性。
举例来说，原先农户月均发电收益约400元，偿还贷款380元后尚有盈余。但若新政策执行后电价下跌，导致收益降至350元，就会出现每月30元的还款缺口。考虑到农村居民的用款习惯和资金流动状况，这种持续的还款压力可能引发连锁反应。
目前，山东省现存“光伏贷”项目数量不小，大约有8-10万户，主要集中在2021年前建设，普遍具有8-15年的还款周期。由于备案信息未能有效区分光伏贷和光伏租赁模式，实际风险敞口可能被严重低估。这种结构性风险若不能妥善应对，可能会从金融层面问题外溢，造成更广泛的社会影响。
此外，光伏租赁模式下的企业投资信心也将受到影响。当前的存量项目多是企业在历史高成本背景下，基于现行电价政策测算预期收益后所进行的投资与建设。以山东菏泽2022-2024年的项目为例，若只有85%的电量纳入存量机制电价，项目收益率将从4.5%-4.9%大幅下降至2.25%-2.69%，低于同期银行融资利率。收益率的骤降可能导致前期投资项目出现资不抵债的现象，进而打击户用光伏企业投资信心。
绿色和平：分布式和集中式光伏在参与机制电价的竞价中，哪一方会更有优势吗？
张晓斌：从实际参与市场的情况来看，集中式光伏明显比分布式更有优势，主要体现在几个方面：首先，操作便利性差别很大。例如，一个100MW的集中式电站只需要准备一套材料，而同等规模的分布式光伏（如户用20kW/户）可能涉及5000户家庭的材料收集整合。在现在竞价系统只开放几天时间的情况下，分布式项目根本来不及完成申报。
其次，非技术成本差异突出。虽然集中式存在二次升压等硬件成本，但分布式的屋顶租金、开发运维等隐性成本更高，最终按度电成本计算，两者之间可能相差数倍。
此外，现行市场规则对集中式更友好。现在的竞价机制是按照传统发电模式设计的，更适合大规模电站参与。分布式光伏的灵活性和就近消纳等优势，在现有规则下难以体现。想要真正释放分布式的潜力，亟需为分布式量身定制更契合其特性的市场参与规则。
山东136号文背后的三重考量
绿色和平：各省在落实136号文时，在机制电价纳入比例及具体实施方案上存在一定差异，这些差异背后主要基于哪些考量？
张晓斌：各省新能源入市政策细则的差异化设计，主要基于三个维度的现实考量：首先，电力供需基本面是核心因素。长三角、珠三角等东部负荷大省因日间经济活跃、电力缺口持续，政策更倾向支持新能源优先消纳；而像山东等”缺电力不缺电量”的省份，为保障尖峰时段供电，则倾向采取外电优先的消纳策略。
其次，地方产业经济权重直接影响政策取向。新能源制造业占比较高的省份，往往会通过政策博弈，为稳定产业预期争取更有利的入市规则。例如，有强大光伏支柱产业的地区，更可能出台对光伏友好的政策，以支持本地企业、保障税收和就业；而火电比重高的地区，则倾向通过保留中长期合约比例来平衡传统能源利益。
最后，电网运行的技术经济特性是刚性约束。特高压输电的固定成本分摊机制、现货与中长期市场的割裂等问题在客观上强化了省间政策差异。这种差异化政策安排本质是地方政府在”保供应、稳产业、促转型”多重目标下的务实选择。随着全国统一电力市场建设的推进，未来各地之间政策协调性有望提升。
关键细节仍待补充
绿色和平：展望山东省的最终方案，还有哪些核心要点需要重点关注？
张晓斌：首先，关于存量与增量项目政策的界定需要更加清晰。对于存量项目，关键点在于保障电量比例的设定，这将关系到项目的收益稳定性。同时，存量项目的生命周期如何计算也需要明确，是按照22,000小时，还是沿用过去的20年或25年标准？这些细节将直接影响投资回报测算。
对于增量项目，政策需进一步细化。例如涉及民生的户用光伏项目，是否需要差异化对待，出台单独政策？被动结算价格机制也需明确，是按现货市场价格还是按某种加权均价？如果采用现货价，如何避免极端低价甚至负电价对投资者收益的冲击？此外，年度机制电量应如何分配也需科学地结合山东的实际消纳能力和电网运行特点。
其次，政策中的关键参数需要更加透明和合理。例如，价格上下限的设定应明确是基于分布式低压侧的成本还是集中式电站升压后的成本？不同场景下的度电成本差异较大，不能一概而论。再比如，125%的竞价充足率的设定依据是什么？这些刚性约束需要有进一步的数据支撑，否则容易引发市场争议。同样，履约保函的缴纳比例（10%）、机制电量的保障年限也需要说明制定逻辑，避免因政策模糊导致投资者难以测算收益。
第三，竞价周期安排和分布式项目聚合交易规则需尽快明确。如果政策延迟到下半年才正式出台，那么今年的竞价周期如何计算？是否会和明年的竞价合并处理？这涉及项目申报和收益核算的衔接问题。此外，对于分布式光伏项目项目来说，聚合交易细则至关重要。售电公司作为聚合交易的直接参与方，其售电资质要求、聚合标准、收费模式（按容量、电量或利润分成）等，均需进一步明确，否则政策落地时可能面临执行障碍。
总的来说，山东方案体现了国家对新能源入市的调控思路，即强调可控性。例如，通过设置充足率来限制高价项目的比例，避免市场无序竞争。但从投资者视角看，最关心的是收益的可预测性，而目前政策中仍有较多不确定因素，如价格机制、年限设定等，这可能会影响项目的可融资性和投资积极性。因此，建议在政策最终版中进一步明确关键参数的制定依据，在保障国家调控目标的同时，又能为市场提供清晰的预期与规则，以促进新能源行业的高质量发展。
本文所述观点为专家的个人意见，并不代表绿色和平的立场。
