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一、政策背景與出臺意義
在全球能源轉型與我國 “雙碳” 目標的大背景下，新能源產業發展至關重要。自 2009 年起，我國陸續出臺多項支持政策，促使風電、光伏等新能源裝機規模迅猛增長。截至 2024 年底，新能源發電裝機規模約 14.1 億千瓦，占全國電力總裝機規模 40% 以上，已然超越煤電裝機。但隨著新能源規模的持續擴張，早期實行的固定上網電價政策弊端漸顯。國家能源局數據顯示，即便新能源棄電率從 2016 年的 12% 降至 2024 年的 2.1%，仍有 120 億度電因價格機制僵化未能消納。像山東在 2024 年，光伏出力高峰時段（10 - 14 點）電價較負荷低谷時段低 67%，凸顯固定電價對資源配置的扭曲。同時，該政策難以讓新能源公平承擔電力系統調節責任，成為行業進一步高質量發展的阻礙。
與此同時，新能源開發建設成本顯著下降，各地電力市場也在快速發展且規則不斷完善。以光伏為例，2016 - 2024 年競價補貼階段，最低中標價降至 0.2 元 / 度。這為新能源全面參與市場創造了有利條件。在此形勢下，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136 號，以下簡稱 “136 號文”），旨在充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源行業邁向高質量發展新階段，助力構建新型電力系統與實現能源綠色低碳轉型。中電聯預測，2025 年市場化交易電量占比將突破 60%，標志著我國能源轉型進入 “市場調節為主” 的新階段。
二、政策核心內容剖析
（一）全面市場化定價
136 號文明確要求，除光熱和海上風電外，所有風電、光伏項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價將通過市場交易形成。這一舉措徹底打破了以往的固定電價模式，讓新能源電價與市場供求緊密相連。項目可自主選擇報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格，極大地增強了市場對新能源電價的調節作用。
（二）差價結算機制
為應對新能源發電的隨機性、波動性與間歇性，尤其是光伏發電集中在午間導致午間電力供應大幅增加、價格明顯降低，而晚高峰電價較高時段卻幾乎沒有發電出力的問題，政策建立了 “新能源可持續發展價格結算機制”。納入該機制的電量實行 “多退少補” 差價補償，即當市場交易均價低于機制電價時，由電網企業給予差價補償；當市場交易均價高于機制電價時，則扣除差價。通過這種方式，為新能源企業提供了相對穩定的收益預期，促進了行業的平穩健康發展。機制電價按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價，競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。
該機制的補償資金來源于全國性電力調節基金，由用戶側分攤 0.01 元 / 度與煤電企業分攤 0.005 元 / 度構成，執行周期為按月結算，年度清算。參考廣東現貨市場經驗，西藏、新疆等消納困難地區可申請延長過渡期至 2027 年底。
（三）存量與增量項目區分
- 存量項目：以 2025 年 6 月 1 日為時間節點，在此之前投產的存量項目，通過差價結算實現與現行政策的妥善銜接。其機制電價對標煤電基準價，在一定程度上保障了存量項目的穩定收益，使其能夠平穩過渡到新的市場環境中。
- 增量項目：2025 年 6 月 1 日后投產的增量項目，需通過市場化競價確定電價。納入機制的電量規模并非固定不變，而是根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整。這一舉措鼓勵低成本、高效率項目優先發展，通過市場競爭機制推動新能源產業的優化升級。
【政策實施流程示意圖】
三、對行業的主要影響
（一）市場化定價推動行業邏輯轉型
- 從政策驅動轉向市場驅動：在以往的政策環境下，新能源企業多依賴補貼或保障性收購實現盈利，“躺贏” 模式盛行。但 136 號文實施后，企業必須直面激烈的市場競爭，依靠精細化運營和成本控制能力才能在市場中立足。這促使企業從單純依賴政策轉向提升自身核心競爭力，積極優化內部管理流程，降低運營成本，提高發電效率，以適應市場變化。
- 電價波動加?。菏袌龌▋r使得新能源電價受市場供求關系影響顯著，波動幅度加大。以山東為例，光伏現貨均價曾跌至 0.03 元 / 度，遠低于燃煤基準價 0.3949 元 / 度。面對如此劇烈的價格波動，企業不得不采取一系列措施來優化出力曲線。如龍源電力山東光伏項目，通過配置 15% 儲能（2 小時），將午間低價電（0.03 元 / 度）儲存至晚高峰（0.85 元 / 度）釋放，收益率從 - 3% 提升至 8%，成為首批通過市場化驗收的 “光儲一體化” 項目。還有企業積極參與調峰服務，根據電網負荷需求靈活調整發電出力，以此來提高收益穩定性。
（二）收益預期分化與行業洗牌
- 存量項目過渡期收益穩定：差價結算機制為存量項目提供了托底保障，在過渡期內其收益相對穩定。然而，隨著市場的發展與政策的調整，存量項目也需關注市場動態，適時進行技術升級與運營優化，以應對未來可能的變化。
- 企業分化加劇：在新政策下，靠近負荷中心的項目能夠有效降低輸電成本，減少電力傳輸損耗，具有明顯的區位優勢；出力與需求匹配度高的項目，能夠更好地滿足市場用電需求，在市場交易中更具競爭力；交易策略靈活的項目，能夠根據市場價格波動及時調整交易方案，獲取更高收益。相反，那些技術落后、發電效率低下或成本高企的企業，將在市場競爭中逐漸失去優勢，面臨被淘汰的風險。北極星電力網調研顯示，約 30% 的民營光伏企業因缺乏儲能配套，可能在 2026 年前退出市場。而國家電投、三峽能源等央企憑借跨省交易能力，預計 2025 年市場化交易電價較行業均價高 0.05 元 / 度。這種企業間的分化將加速行業洗牌，推動資源向優勢企業集中，促進產業結構優化升級。
（三）儲能產業轉型
- 強制配儲政策退出：136 號文取消了 “強制配儲” 作為項目前置條件的要求。短期內，這可能導致儲能需求有所下降，一些原本為滿足并網要求而建設的儲能項目，可能因缺乏市場需求而面臨運營困境。但從長期來看，這將倒逼儲能產業從依賴政策轉向市場化需求驅動，促使企業積極探索儲能在調峰、現貨套利等領域的應用，推動儲能技術創新與成本降低，提升儲能產業的整體競爭力，實現行業的優勝劣汰。2025 年儲能中標價已從 2023 年的 1.8 元 / Wh 降至 1.2 元 / Wh，部分低效儲能項目內部收益率（IRR）低于 6% 將被淘汰。
- 低質量儲能項目風險暴露：此前，部分儲能項目為了盡快并網，在技術選擇與建設質量上存在不足，導致儲能效率低下、壽命較短。隨著政策調整與市場競爭加劇，這些低質量儲能項目的弊端逐漸顯現，可能被棄用。為避免被市場淘汰，企業需要加大技術研發投入，對現有儲能設施進行技術升級，提高儲能利用率與穩定性，以適應市場需求。
（四）搶裝潮與投資模式調整
- 節點前搶裝：為了鎖定原有補貼或全額上網政策，在 “430”（2025 年 5 月 1 日）節點前，工商業分布式光伏項目出現了搶裝潮。眾多企業紛紛加快項目建設進度，希望在政策調整前完成項目并網，享受原有政策紅利。某縣域分布式光伏運營商在 2025 年 4 月搶裝 120MW 項目，通過 “屋頂租賃 + 電費分成” 模式鎖定工商業用戶，預計內部收益率（IRR）達 12%，較增量項目高 5 個百分點。而在 “531”（2025 年 6 月 1 日）節點后，增量項目面臨市場化電價壓力，投資決策變得更加謹慎。
- 投資模型重構：企業在進行新能源項目投資時，需要重新構建投資模型。以往的投資決策主要考慮政策補貼與固定電價，而現在則需充分考慮市場波動、交易成本和政策銜接風險等因素。通過更加科學、嚴謹的投資測算，評估項目的收益率與風險水平，做出更加理性的投資決策。這也促使企業在項目規劃、設計與建設階段，更加注重項目的長期效益與可持續性。
四、核心挑戰與爭議
（一）綠證與差價結算機制的協同難題
- 綠證收益爭議：目前，對于納入差價結算機制的電量是否還能獲得綠證收益尚不明確。綠證作為新能源綠色價值的體現，若被取消，將極大削弱新能源在環境價值方面的優勢，影響企業開展新能源項目的積極性。例如，一些企業投資新能源項目的重要考量因素之一就是綠證所帶來的額外收益與環境效益，如果這部分收益不確定，企業可能會重新評估項目的可行性。
- 市場化與綠色溢價平衡：如何通過綠證、配額制等機制在市場化環境中合理體現新能源的環境價值，仍然需要政策進一步細化。一方面要確保新能源企業能夠通過市場交易獲得合理的經濟回報，另一方面要充分發揮綠證等機制在推動能源綠色轉型中的作用，實現市場化與綠色溢價的平衡，這是當前政策實施過程中亟待解決的問題。建議采用 “雙軌制”：納入差價結算的電量，保留 50% 綠證收益（參考歐盟 “溢價合同” 模式）；未納入部分可全額申領綠證，用于配額履約；建立綠證價格與煤電基準價聯動機制（當煤電價格 > 0.4 元 / 度時，綠證溢價自動上浮 10%）。
（二）中長期市場與差價機制的沖突
- 中長期合約受限：差價結算機制在某些地區可能導致部分新能源項目無法參與中長期市場交易，如西北地區。這使得新能源企業難以通過簽訂中長期合約鎖定穩定的電價與收益，加劇了電價波動風險。企業在市場交易中面臨更大的不確定性，不利于項目的長期穩定運營。
- 區域規則碎片化：由于各省在新能源競價規則、分攤機制等方面存在差異，可能導致不同地區新能源項目的收益差距進一步拉大。這不僅會影響企業在不同地區的投資布局，還會阻礙全國統一電力市場的建設進程，不利于資源在全國范圍內的優化配置。
（三）增量項目競價規則不確定性
- 競價上下限設置爭議：各省需要自行制定增量項目的競價上限，參考因素包括成本、用戶承受能力等。但在實際操作中，部分省份為了降低用電成本，可能會壓低競價上限，這將直接導致新能源企業的電價降低，利潤空間大幅縮水。企業在成本控制壓力下，可能會降低項目建設標準或減少技術研發投入，影響新能源產業的長遠發展。
- 惡性競爭風險：低價競標可能引發行業內的無序競爭。一些企業為了中標，不惜大幅壓低報價，導致市場價格扭曲。這種惡性競爭不僅損害了企業自身的利益，還可能破壞整個行業的生態環境。為防范此類風險，需要建立動態調整機制，根據市場變化及時調整競價規則，引導企業理性競爭。
（四）海量裝機與消納壓力
- 消納能力瓶頸：盡管從理論上講，市場化交易能夠促進新能源消納，但在實際操作中，電網調節能力不足成為限制新能源消納的關鍵因素。以山東為例，2024 年風光發電量占比僅 13%，遠低于裝機滲透率 47%，這表明大量的新能源發電無法被有效消納。電網在應對新能源發電的隨機性與波動性時，調節手段有限，難以實現電力的實時平衡，導致部分新能源電力被迫棄用。
- 終端電價上漲壓力：差價結算資金來源于系統運行費用，最終由用戶側分攤。如果終端電價無法根據成本變化合理上漲，差價結算機制的可持續性將受到質疑。一方面，用戶可能難以承受過高的電價上漲壓力，影響民生與企業生產經營；另一方面，若無法通過電價調整合理分攤成本，新能源企業的收益補償將難以落實，進而影響行業發展的積極性。
五、應對建議與未來展望
（一）企業策略調整
- 加強電力交易能力：企業應積極培養專業的電力交易團隊，深入研究市場規則與交易策略，提高在電力市場中的交易能力。通過優化交易方案，降低交易成本，提高收益水平。例如，利用大數據分析市場價格走勢，精準把握交易時機，參與不同類型的電力交易品種，如現貨交易、期貨交易等。
- 探索 “光儲一體化”、虛擬電廠等模式：大力發展 “光儲一體化” 項目，通過儲能系統與光伏發電的協同運行，有效解決光伏發電的間歇性問題，提高發電穩定性與可靠性，增強在市場中的競爭力。積極探索虛擬電廠模式，整合分布式能源資源，通過信息技術與智能控制技術，實現對能源的統一調度與管理，參與電力市場輔助服務，拓展收益渠道。
- 關注綠證、碳市場等綠色價值變現渠道：密切關注綠證政策變化，充分挖掘綠證的潛在價值，通過綠證交易獲取額外收益。同時，積極參與碳市場，探索新能源項目在碳減排方面的潛力，將碳減排量轉化為經濟效益。例如，通過優化項目運營管理，降低碳排放，將多余的碳減排量在碳市場出售。
（二）政策配套完善
- 明確綠證與差價機制協同規則：國家層面應盡快出臺明確政策，厘清納入差價結算機制的電量與綠證收益之間的關系，確保新能源企業的綠色價值能夠得到充分體現與合理補償。制定統一的綠證交易規則與標準，促進綠證市場的規范發展，增強市場流動性。
- 統一市場準入標準：打破區域壁壘，制定全國統一的新能源項目市場準入標準，包括項目建設標準、技術要求、環保指標等。統一各地的競價規則與分攤機制，減少區域規則差異對市場的不利影響，促進全國統一電力市場建設。
- 強化區域協同和風險對沖工具設計：建立區域間的電力協調互濟機制，加強不同地區電網之間的互聯互通，實現電力資源的優化配置。鼓勵金融機構開發針對新能源市場的風險對沖工具，如電力期貨、期權等，幫助企業有效應對電價波動風險。
（三）技術創新驅動
- 提升發電效率與可調度性：加大在新能源發電技術研發方面的投入，通過技術創新提高發電效率，降低發電成本。研發先進的智能控制技術，提高新能源發電的可調度性，使其能夠更好地適應電網負荷變化，提高電力系統的穩定性與可靠性。
- 推動儲能降本和技術迭代：持續推動儲能技術創新，降低儲能設備成本，提高儲能效率與壽命。鼓勵企業研發新型儲能技術，如固態電池、液流電池等，豐富儲能技術路線，滿足不同應用場景的需求，為新能源產業發展提供堅實的技術支撐。
六、總結
136 號文的發布標志著中國新能源產業正式邁入全面市場化階段。雖然在短期內，行業將面臨諸多挑戰與陣痛，如企業經營壓力增大、市場競爭加劇、部分項目收益下降等，但從長期來看，這一政策將促使新能源行業回歸商業本質，通過市場競爭優化資源配置，加速新型電力系統建設。政策落地的關鍵在于平衡好市場化競爭與綠色價值保障之間的關系，同時著力解決區域規則差異、消納能力不足等深層次矛盾。未來，新能源企業必須從過去單純追求規模擴張轉向注重質量提升，通過提升技術水平、優化運營管理、加強市場開拓等方式，在激烈的市場競爭中脫穎而出，實現可持續發展。