新能源入市，电价不降反升？内蒙古首期结算揭示136号文落地真相

市场预期被打破，电力市场化改革迎来意想不到的首张成绩单。

近日，2025年内蒙古首期电力交易结算结果出炉，这份电力行业备受关注的"成绩单"带来了令人惊讶的结果：新能源参与市场交易后，电价较基准价不降反升。

这一结果与136号文"新能源低电价"的普遍预期形成鲜明对比，引发了业内广泛讨论。作为全国首批现货市场试点地区，内蒙古的表现被视为电力市场化改革的风向标，其首期结算结果无疑为136号文在全国范围内的落地提供了重要参考。

结算数据：出乎意料的市场表现

首月结算数据显示，新入市的分布式、分散式、扶贫、光热新能源整体结算均价达到316元/兆瓦时（0.316元/度），较原机制电价提高33.1元/兆瓦时。

这一结果打破了行业此前"新能源入市将拉低电价"的预期，呈现出完全相反的市场走势。尤其值得注意的是，光伏电价甚至超过了风电和常规电源，这一现象值得深入分析。

一、136号文：重塑电力市场格局的关键文件

国家发改委、能源局于2023年发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改体改〔2023〕136号）正在从根本上改变电力市场格局。文件主要内容包括：

1. 新能源全量入市要求 新建新能源项目必须全部参与电力市场，不再享受原有保障性收购政策。存量项目也将逐步纳入市场交易范围，这意味着新能源必须与传统能源同台竞争。

2. 市场化的价格形成机制 通过"边际出清"方式形成上网电价，所有中标发电企业按统一结算价格执行。这种方式在理论上能够发现电力的真实价值，但也带来了价格波动性的增加。

3. 配套保障机制 考虑到新能源的间歇性和不稳定性，文件配套建立了容量补偿机制和保障性收购政策，确保系统安全稳定运行。

4. 全国统一电力市场体系建设时间表 明确到2025年底，各省（区、市）要基本建成现货市场，到2030年形成全国统一电力市场体系。

二、深度解析：为什么新能源没能拉低电价？

1、电源结构博弈与系统平衡成本 内蒙古新能源装机占比已超过40%，但"极热无风、晚峰无光"的特性决定了其无法独立保障电力供应。在首月交易中，风电有效容量系数仅为0.32，光伏为0.28，远低于装机和电量比例。

当新能源出力不足时，系统需要调用煤电、气电等传统电源进行平衡，这些电源的启停成本和空载成本最终需要分摊到整个电价中。据测算，内蒙古地区新能源的系统平衡成本已达到0.023-0.035元/千瓦时。

2、成本传导与价格锚定效应 虽然新能源的边际成本接近零，但当前电力市场设计中，煤电价格仍然锚定在高位，形成了电价"地板"。

在现货市场出清过程中，往往由煤电机组作为边际机组设定价格，新能源不得不参照煤电价格报价，形成了"搭便车"效应。这种价格形成机制在一定程度上扭曲了市场信号。

3、市场力与博弈行为 发电侧集中度较高的问题在内蒙古同样存在。部分发电集团可通过控制出力方式来维持高价，尤其是在负荷高峰时段，传统发电企业具有一定的市场力优势。

数据显示，首月交易中，高峰时段电价达到0.417元/千瓦时，较平时段高出35.4%，这表明发电侧在关键时段具有较强的定价能力。

4、辅助服务成本大幅增加 随着新能源比例提升，电网调峰、备用等辅助服务成本大幅增加。内蒙古电网2024年辅助服务费用总额已达到48.7亿元，这些成本需要通过辅助服务市场向所有发电企业分摊，最终传导至用户侧。

首月结算中，辅助服务分摊费用达到0.011元/千瓦时，占最终电价比例的3.6%。

三、多维影响：不同市场主体的应对之策

1、发电企业：机遇与挑战并存 对新能源企业来说，虽然市场电价高于基准价，但相比原来的补贴电价仍有差距。首月交易中，风电企业实际结算电价较原补贴电价下降12-18%，光伏企业下降15-22%。

2、煤电企业则获得了更多的补偿机会。通过参与容量市场和辅助服务市场，煤电机组综合收益较原来标杆电价时期有所提升。首月数据显示，煤电企业市场收益较原标杆电价机制下提高5.3%。

3、电力用户：成本压力增大 工商业用户面临电价上涨压力和用能成本不确定性。首月交易中，大工业用户用电成本平均上升2.1%，一般工商业用户上升3.4%。

部分用户开始调整用电行为，通过需求响应方式降低高峰时段用电量。首月交易中，需求侧响应量达到1.72亿千瓦时，占最高负荷的3.2%。

4、电网企业：角色转变与模式创新 电网企业经营模式发生根本转变，从赚取购销差价转变为收取核定输配电费，角色更加中立。这种转变要求电网企业重新定位自身功能，从传统的"买电-卖电"模式向平台化服务转变。

输配电价监管也更加严格，首监管周期核定的内蒙古输配电价为0.118元/千瓦时，较原来购销差价下降约16%。

四、未来趋势：电价将走向何方？

短期展望：结构性上涨趋势 未来2-3年，新能源比例较高的地区，电价可能呈现结构性上涨趋势。主要原因包括：

系统平衡成本随着新能源占比提高而增加，预计到2025年，内蒙古地区平衡成本将达到0.03-0.045元/千瓦时。

容量补偿机制需要资金来源，初步测算内蒙古地区容量电价需求约为0.015-0.025元/千瓦时。

输电基础设施投资需求增大，"十四五"期间内蒙古电网规划投资达到480亿元，较"十三五"增长34%。

中长期趋势：回归下降通道 随着技术进步和成本下降，新能源有望真正实现"低价供电"。预计到2028-2030年，当新能源成为主力电源后，电价将重新进入下降通道。

但这一过程需要经过阵痛期，取决于三个关键因素：

电力市场机制进一步完善，特别是中长期与现货市场的衔接、辅助服务市场建设等。

储能技术大规模应用，预计到2030年，内蒙古新型储能装机将达到15GW以上，有效平抑新能源波动性。

需求侧响应能力提升，通过价格信号引导用户调整用电行为，预计到2030年，需求侧响应能力可达最大负荷的12-15%。

结语：改革阵痛期中的思考

内蒙古电力结算结果给我们上了一课：新能源不等于低价电，至少在当前阶段如此。电力市场化改革是一个复杂的系统工程，不可能一蹴而就。

136号文的全面落地将逐步改变这一局面，但需要时间完善机制、理顺价格、平衡利益。未来几年，我们将见证中国电力市场从雏形走向成熟的全过程，而电价的波动将成为这一转型期的常态。

这场改革才刚刚开始，它的影响将远远超出电力行业本身，关系到经济社会发展的方方面面。我们需要保持耐心和信心，共同迎接电力市场新时代的到来。