一、政策背景与出台意义 

    在全球能源转型与我国 “双碳” 目标的大背景下，新能源产业发展至关重要。自 2009 年起，我国陆续出台多项支持政策，促使风电、光伏等新能源装机规模迅猛增长。截至 2024 年底，新能源发电装机规模约 14.1 亿千瓦，占全国电力总装机规模 40% 以上，已然超越煤电装机。但随着新能源规模的持续扩张，早期实行的固定上网电价政策弊端渐显。国家能源局数据显示，即便新能源弃电率从 2016 年的 12% 降至 2024 年的 2.1%，仍有 120 亿度电因价格机制僵化未能消纳。像山东在 2024 年，光伏出力高峰时段（10 - 14 点）电价较负荷低谷时段低 67%，凸显固定电价对资源配置的扭曲。同时，该政策难以让新能源公平承担电力系统调节责任，成为行业进一步高质量发展的阻碍。

与此同时，新能源开发建设成本显著下降，各地电力市场也在快速发展且规则不断完善。以光伏为例，2016 - 2024 年竞价补贴阶段，最低中标价降至 0.2 元 / 度。这为新能源全面参与市场创造了有利条件。在此形势下，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，以下简称 “136 号文”），旨在充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业迈向高质量发展新阶段，助力构建新型电力系统与实现能源绿色低碳转型。中电联预测，2025 年市场化交易电量占比将突破 60%，标志着我国能源转型进入 “市场调节为主” 的新阶段。 

二、政策核心内容剖析

（一）全面市场化定价

136 号文明确要求，除光热和海上风电外，所有风电、光伏项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价将通过市场交易形成。这一举措彻底打破了以往的固定电价模式，让新能源电价与市场供求紧密相连。项目可自主选择报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格，极大地增强了市场对新能源电价的调节作用。

（二）差价结算机制

为应对新能源发电的随机性、波动性与间歇性，尤其是光伏发电集中在午间导致午间电力供应大幅增加、价格明显降低，而晚高峰电价较高时段却几乎没有发电出力的问题，政策建立了 “新能源可持续发展价格结算机制”。纳入该机制的电量实行 “多退少补” 差价补偿，即当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业给予差价补偿；当市场交易均价高于机制电价时，则扣除差价。通过这种方式，为新能源企业提供了相对稳定的收益预期，促进了行业的平稳健康发展。机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价，竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。

该机制的补偿资金来源于全国性电力调节基金，由用户侧分摊 0.01 元 / 度与煤电企业分摊 0.005 元 / 度构成，执行周期为按月结算，年度清算。参考广东现货市场经验，西藏、新疆等消纳困难地区可申请延长过渡期至 2027 年底。

（三）存量与增量项目区分

1. 存量项目：以 2025 年 6 月 1 日为时间节点，在此之前投产的存量项目，通过差价结算实现与现行政策的妥善衔接。其机制电价对标煤电基准价，在一定程度上保障了存量项目的稳定收益，使其能够平稳过渡到新的市场环境中。
2. 增量项目：2025 年 6 月 1 日后投产的增量项目，需通过市场化竞价确定电价。纳入机制的电量规模并非固定不变，而是根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整。这一举措鼓励低成本、高效率项目优先发展，通过市场竞争机制推动新能源产业的优化升级。

【政策实施流程示意图】

三、对行业的主要影响

（一）市场化定价推动行业逻辑转型

1. 从政策驱动转向市场驱动：在以往的政策环境下，新能源企业多依赖补贴或保障性收购实现盈利，“躺赢” 模式盛行。但 136 号文实施后，企业必须直面激烈的市场竞争，依靠精细化运营和成本控制能力才能在市场中立足。这促使企业从单纯依赖政策转向提升自身核心竞争力，积极优化内部管理流程，降低运营成本，提高发电效率，以适应市场变化。
2. 电价波动加剧：市场化定价使得新能源电价受市场供求关系影响显著，波动幅度加大。以山东为例，光伏现货均价曾跌至 0.03 元 / 度，远低于燃煤基准价 0.3949 元 / 度。面对如此剧烈的价格波动，企业不得不采取一系列措施来优化出力曲线。如龙源电力山东光伏项目，通过配置 15% 储能（2 小时），将午间低价电（0.03 元 / 度）储存至晚高峰（0.85 元 / 度）释放，收益率从 - 3% 提升至 8%，成为首批通过市场化验收的 “光储一体化” 项目。还有企业积极参与调峰服务，根据电网负荷需求灵活调整发电出力，以此来提高收益稳定性。
   

（二）收益预期分化与行业洗牌

1. 存量项目过渡期收益稳定：差价结算机制为存量项目提供了托底保障，在过渡期内其收益相对稳定。然而，随着市场的发展与政策的调整，存量项目也需关注市场动态，适时进行技术升级与运营优化，以应对未来可能的变化。
2. 企业分化加剧：在新政策下，靠近负荷中心的项目能够有效降低输电成本，减少电力传输损耗，具有明显的区位优势；出力与需求匹配度高的项目，能够更好地满足市场用电需求，在市场交易中更具竞争力；交易策略灵活的项目，能够根据市场价格波动及时调整交易方案，获取更高收益。相反，那些技术落后、发电效率低下或成本高企的企业，将在市场竞争中逐渐失去优势，面临被淘汰的风险。北极星电力网调研显示，约 30% 的民营光伏企业因缺乏储能配套，可能在 2026 年前退出市场。而国家电投、三峡能源等央企凭借跨省交易能力，预计 2025 年市场化交易电价较行业均价高 0.05 元 / 度。这种企业间的分化将加速行业洗牌，推动资源向优势企业集中，促进产业结构优化升级。
   

（三）储能产业转型

1. 强制配储政策退出：136 号文取消了 “强制配储” 作为项目前置条件的要求。短期内，这可能导致储能需求有所下降，一些原本为满足并网要求而建设的储能项目，可能因缺乏市场需求而面临运营困境。但从长期来看，这将倒逼储能产业从依赖政策转向市场化需求驱动，促使企业积极探索储能在调峰、现货套利等领域的应用，推动储能技术创新与成本降低，提升储能产业的整体竞争力，实现行业的优胜劣汰。2025 年储能中标价已从 2023 年的 1.8 元 / Wh 降至 1.2 元 / Wh，部分低效储能项目内部收益率（IRR）低于 6% 将被淘汰。
2. 低质量储能项目风险暴露：此前，部分储能项目为了尽快并网，在技术选择与建设质量上存在不足，导致储能效率低下、寿命较短。随着政策调整与市场竞争加剧，这些低质量储能项目的弊端逐渐显现，可能被弃用。为避免被市场淘汰，企业需要加大技术研发投入，对现有储能设施进行技术升级，提高储能利用率与稳定性，以适应市场需求。 

（四）抢装潮与投资模式调整

1. 节点前抢装：为了锁定原有补贴或全额上网政策，在 “430”（2025 年 5 月 1 日）节点前，工商业分布式光伏项目出现了抢装潮。众多企业纷纷加快项目建设进度，希望在政策调整前完成项目并网，享受原有政策红利。某县域分布式光伏运营商在 2025 年 4 月抢装 120MW 项目，通过 “屋顶租赁 + 电费分成” 模式锁定工商业用户，预计内部收益率（IRR）达 12%，较增量项目高 5 个百分点。而在 “531”（2025 年 6 月 1 日）节点后，增量项目面临市场化电价压力，投资决策变得更加谨慎。
2. 投资模型重构：企业在进行新能源项目投资时，需要重新构建投资模型。以往的投资决策主要考虑政策补贴与固定电价，而现在则需充分考虑市场波动、交易成本和政策衔接风险等因素。通过更加科学、严谨的投资测算，评估项目的收益率与风险水平，做出更加理性的投资决策。这也促使企业在项目规划、设计与建设阶段，更加注重项目的长期效益与可持续性。 

四、核心挑战与争议

（一）绿证与差价结算机制的协同难题

1. 绿证收益争议：目前，对于纳入差价结算机制的电量是否还能获得绿证收益尚不明确。绿证作为新能源绿色价值的体现，若被取消，将极大削弱新能源在环境价值方面的优势，影响企业开展新能源项目的积极性。例如，一些企业投资新能源项目的重要考量因素之一就是绿证所带来的额外收益与环境效益，如果这部分收益不确定，企业可能会重新评估项目的可行性。
2. 市场化与绿色溢价平衡：如何通过绿证、配额制等机制在市场化环境中合理体现新能源的环境价值，仍然需要政策进一步细化。一方面要确保新能源企业能够通过市场交易获得合理的经济回报，另一方面要充分发挥绿证等机制在推动能源绿色转型中的作用，实现市场化与绿色溢价的平衡，这是当前政策实施过程中亟待解决的问题。建议采用 “双轨制”：纳入差价结算的电量，保留 50% 绿证收益（参考欧盟 “溢价合同” 模式）；未纳入部分可全额申领绿证，用于配额履约；建立绿证价格与煤电基准价联动机制（当煤电价格 > 0.4 元 / 度时，绿证溢价自动上浮 10%）。 

（二）中长期市场与差价机制的冲突

1. 中长期合约受限：差价结算机制在某些地区可能导致部分新能源项目无法参与中长期市场交易，如西北地区。这使得新能源企业难以通过签订中长期合约锁定稳定的电价与收益，加剧了电价波动风险。企业在市场交易中面临更大的不确定性，不利于项目的长期稳定运营。
2. 区域规则碎片化：由于各省在新能源竞价规则、分摊机制等方面存在差异，可能导致不同地区新能源项目的收益差距进一步拉大。这不仅会影响企业在不同地区的投资布局，还会阻碍全国统一电力市场的建设进程，不利于资源在全国范围内的优化配置。 

（三）增量项目竞价规则不确定性

1. 竞价上下限设置争议：各省需要自行制定增量项目的竞价上限，参考因素包括成本、用户承受能力等。但在实际操作中，部分省份为了降低用电成本，可能会压低竞价上限，这将直接导致新能源企业的电价降低，利润空间大幅缩水。企业在成本控制压力下，可能会降低项目建设标准或减少技术研发投入，影响新能源产业的长远发展。
2. 恶性竞争风险：低价竞标可能引发行业内的无序竞争。一些企业为了中标，不惜大幅压低报价，导致市场价格扭曲。这种恶性竞争不仅损害了企业自身的利益，还可能破坏整个行业的生态环境。为防范此类风险，需要建立动态调整机制，根据市场变化及时调整竞价规则，引导企业理性竞争。

（四）海量装机与消纳压力

1. 消纳能力瓶颈：尽管从理论上讲，市场化交易能够促进新能源消纳，但在实际操作中，电网调节能力不足成为限制新能源消纳的关键因素。以山东为例，2024 年风光发电量占比仅 13%，远低于装机渗透率 47%，这表明大量的新能源发电无法被有效消纳。电网在应对新能源发电的随机性与波动性时，调节手段有限，难以实现电力的实时平衡，导致部分新能源电力被迫弃用。
2. 终端电价上涨压力：差价结算资金来源于系统运行费用，最终由用户侧分摊。如果终端电价无法根据成本变化合理上涨，差价结算机制的可持续性将受到质疑。一方面，用户可能难以承受过高的电价上涨压力，影响民生与企业生产经营；另一方面，若无法通过电价调整合理分摊成本，新能源企业的收益补偿将难以落实，进而影响行业发展的积极性。 

五、应对建议与未来展望

（一）企业策略调整

1. 加强电力交易能力：企业应积极培养专业的电力交易团队，深入研究市场规则与交易策略，提高在电力市场中的交易能力。通过优化交易方案，降低交易成本，提高收益水平。例如，利用大数据分析市场价格走势，精准把握交易时机，参与不同类型的电力交易品种，如现货交易、期货交易等。
2. 探索 “光储一体化”、虚拟电厂等模式：大力发展 “光储一体化” 项目，通过储能系统与光伏发电的协同运行，有效解决光伏发电的间歇性问题，提高发电稳定性与可靠性，增强在市场中的竞争力。积极探索虚拟电厂模式，整合分布式能源资源，通过信息技术与智能控制技术，实现对能源的统一调度与管理，参与电力市场辅助服务，拓展收益渠道。
3. 关注绿证、碳市场等绿色价值变现渠道：密切关注绿证政策变化，充分挖掘绿证的潜在价值，通过绿证交易获取额外收益。同时，积极参与碳市场，探索新能源项目在碳减排方面的潜力，将碳减排量转化为经济效益。例如，通过优化项目运营管理，降低碳排放，将多余的碳减排量在碳市场出售。 

（二）政策配套完善

1. 明确绿证与差价机制协同规则：国家层面应尽快出台明确政策，厘清纳入差价结算机制的电量与绿证收益之间的关系，确保新能源企业的绿色价值能够得到充分体现与合理补偿。制定统一的绿证交易规则与标准，促进绿证市场的规范发展，增强市场流动性。
2. 统一市场准入标准：打破区域壁垒，制定全国统一的新能源项目市场准入标准，包括项目建设标准、技术要求、环保指标等。统一各地的竞价规则与分摊机制，减少区域规则差异对市场的不利影响，促进全国统一电力市场建设。
3. 强化区域协同和风险对冲工具设计：建立区域间的电力协调互济机制，加强不同地区电网之间的互联互通，实现电力资源的优化配置。鼓励金融机构开发针对新能源市场的风险对冲工具，如电力期货、期权等，帮助企业有效应对电价波动风险。
   

（三）技术创新驱动

1. 提升发电效率与可调度性：加大在新能源发电技术研发方面的投入，通过技术创新提高发电效率，降低发电成本。研发先进的智能控制技术，提高新能源发电的可调度性，使其能够更好地适应电网负荷变化，提高电力系统的稳定性与可靠性。
2. 推动储能降本和技术迭代：持续推动储能技术创新，降低储能设备成本，提高储能效率与寿命。鼓励企业研发新型储能技术，如固态电池、液流电池等，丰富储能技术路线，满足不同应用场景的需求，为新能源产业发展提供坚实的技术支撑。
   

六、总结

136 号文的发布标志着中国新能源产业正式迈入全面市场化阶段。虽然在短期内，行业将面临诸多挑战与阵痛，如企业经营压力增大、市场竞争加剧、部分项目收益下降等，但从长期来看，这一政策将促使新能源行业回归商业本质，通过市场竞争优化资源配置，加速新型电力系统建设。政策落地的关键在于平衡好市场化竞争与绿色价值保障之间的关系，同时着力解决区域规则差异、消纳能力不足等深层次矛盾。未来，新能源企业必须从过去单纯追求规模扩张转向注重质量提升，通过提升技术水平、优化运营管理、加强市场开拓等方式，在激烈的市场竞争中脱颖而出，实现可持续发展。