从“强制配储”到“全电量入市”：四省率先接招“136号文”

　　今年2月，国家发改委、国家能源局联合发布“136号文”，明确要求新能源全电量参与电力市场交易，并通过市场化定价机制推动行业高质量发展，要求各省于2025年年底前出台配套细则。

　　随着6月1日“136号文”全面落地，各省份相关配套的细则也在陆续出台，内蒙古自治区、山东省、广东省、广西壮族自治区作为首批响应的省份，在竞价机制和电价安排等方面因地制宜，其差异化政策细则，为其它省份提供了市场化改革的地方样本。

　　值得一提的是，机制电价作为“136号文”的核心创新，是新能源项目参与电力市场交易的结算参考价。其运作逻辑是：新能源电力按市场价结算后，当市场均价低于机制电价时，电网补差价;当市场价高于机制电价时，高出部分返还电网。这种设计既保留价格信号，又控制收益波动。

　　机制电量是纳入该结算方式的上网电量，存量项目只需要完成保障性收购电量，增量项目需全额市场化交易。

　　山东省强调竞争调控与动态调整，明确了存量项目平稳过渡，增量项目分类竞争。在电价机制方面，存量项目(2025年5月31日前投产)全电量进入市场后，其机制电价按照国家规定的上限执行，标准为0.3949元/kWh，相较2024年新能源现货均价0.35元/kWh高约12.8%。

　　增量项目(2025年6月1日起投产)则需通过竞价确定机制电价，设置125%的申报充足率门槛，通过高竞争强度筛选优质项目。且每年机制电量总量，通过年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素动态调整。这种“高竞争+动态调整”模式，旨在通过市场压力倒逼新能源项目降本增效。

　　广东省注重技术合规与市场优先，存量项目平衡约束，增量项目长期保障。对于存量项目，目前机制电价尚未明确，但要求存量项目机制电量比例不超过90%。增量项目首创“长周期保障”，海上风电机制电价项目执行期长达14年，其它项目为12年，为投资周期长的海上风电提供稳定回报预期，以吸引社会资本，并将技术合规性标准作为电价执行前提。

　　竞价规则采用“低价优先+时间优先”，未设充足率门槛，并通过年度竞价电量规模，提前公布引导市场预期。广东“未入选新能源项目可继续参与后续竞价交易”，更加灵活友善。这种“技术合规+市场优先”的设计，更注重市场稳定性与长期投资信心。

　　广西聚焦合理竞争，采用差异化定价与竞价上限控制。存量项目中，分布式新能源项目的机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh，全部纳入机制电量规模，集中式新能源项目电价为0.324元/kWh。增量项目需每年通过竞价方式形成机制电价，竞价时按报价从低到高排序，最终机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定，但不得超过0.4207元/kWh的上限。“合理竞价”的机制电价模式，同样是为了保障新能源企业收益，稳定市场发展。

　　内蒙古蒙东地区展现精细化管理，增量项目暂不安排新增机制电量。存量项目执行0.3035元/kWh的机制电价，增量项目通过竞价形成机制电价，要求所有增量项目完全市场化竞争，未来是否启动机制电量，将根据消纳责任权重完成情况动态调整，这使其成为全国首个“增量全市场化”试验区。

　　整体来看，各地都在遵循“136号文”推动电力市场化改革的内在逻辑，通过实时电价波动，为储能提供“低买高卖”的套利机会，同时结合本地资源禀赋和市场特点，对存量与增量项目分类施策，未来将有更多省份细则陆续出台。

　　可以预见，伴随政策落地，新能源行业将呈现“市场化程度加深、区域分化加剧、技术驱动增强”的特征，储能项目投资者需关注地方政策细则，动态调整投资策略，在市场化浪潮中把握结构性机会。