中国储能网讯：2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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），推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。本次改革的主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。尘埃落定处，正是繁花似锦时，文件的发布是中国新能源电价政策的一次重大调整。
尘起：新能源入市的“冰与火之歌”
当全球碳中和浪潮与中国“双碳”战略交汇，新能源产业已从襁褓中的幼苗成长为擎天巨擘。然而，在风电、光伏装机爆发、整个行业热火朝天的背景下，原有"保量保价"的政府定价模式已难以为继——电能量价格持续下行、中长期电价预测失准，新能源投资收益模型濒临崩塌。对于投资者而言，一系列的风险和挑战对于其投资热情和投资信心的冲击越来越大：
一是市场化加速导致收益波动。近期以来电能量价格整体下行，叠加现货市场放开后电价峰谷差拉大，光伏大发时段甚至出现"负电价"，传统财务测算模型失效，新能源投资决策难度骤升。
二是系统成本分摊压力加大。新能源波动性带来的调节成本逐渐显性化，进一步降低其发电收益。
三是绿色价值变现不足，绿证刚需不足，资产定价中新能源环境溢价未能充分体现。
新能源行业困于"保电价"与"入市场"的两难，政策制定者亦在"稳定投资"与"深化改革"间寻求平衡。这场"成长的阵痛"，实则是中国能源革命必经的淬炼。政策制定者站在十字路口：若一味“保电价”，将延缓电力市场化进程，并可能造成用户侧电价的抬升；若强推全面入市，则可能动摇投资信心，危及能源转型大局。这一两难抉择背后，是中国新能源产业从“政策驱动”转向“市场驱动”的阵痛，更是新型电力系统构建的必经考验。
破局：机制电价的深层逻辑与创新设计
在此背景下，2025年2月9日，国家发改委、国家能源局《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》（即”136号文“）出台，掀开了中国新能源行业发展的新篇章。这一政策的核心，在于以“机制电价”为纽带，破解新能源投资与市场化改革的深层矛盾。
政策制定者兼顾"稳定预期、不增负担、加速转型"，开创了全球电力市场改革的"中国方案"。这一制度设计，既非简单回归计划，亦非放任市场裸奔，而是以中国特色制度优势弥合转型鸿沟。
差价结算：“稳定预期”而非“稳定高收益”
政策使用了差价合约的机制来衔接原有的保障化收购，用于稳定电价的预期。当市场交易价低于机制电价时，电网补足差额；若高于机制电价，则扣除超额收益。值得一提的是，“稳定预期”不等于“稳定高收益”。区别于之前的高价保障性收购，机制的本质是提供一个稳定预期的工具，让崩塌的财务模型重新有一个锚点，但考虑到用户承受能力的约束，价格和电量规模上均会作限制。
新老划断：存量与增量的双轨制设计
存量项目采用“软着陆”：电价延续现行政策，电量规模衔接消纳责任权重，且每年执行比例不高于上年。此举既避免历史项目收益骤降，又为市场化腾挪空间，以时间换空间，化解历史包袱。
增量项目推行“硬约束”：电价通过市场化竞价形成，但设竞价上下限（不高于当地煤电基准价），电量规模根据消纳能力与用户承受力动态调整。这种“顶板竞争”机制，既能抑制无序极端价格，又保留市场发现价格的功能。
权力下放：地方主导的灵活调控
省级政府被赋予关键裁量权：可分类组织技术成本差异大的项目竞价，设定合理竞价上下限，并动态调整执行期限（通常覆盖项目投资回收期）。这种“全国统一框架+地方弹性施策”的模式，兼顾了区域差异与执行效率。考虑到能源结构和电改进度差异，各地具体的实施方案令人期待。
蝶变：新能源产业的升维挑战与新机遇
机制电价的推出，绝非简单的价格调整，而是重构整个能源生态的起点。其后续影响将呈现多维度扩散：
新能源投资逻辑重构，从“资源争夺”转变到“能力竞争”
新能源全面入市的挑战下，竞价机制或引发增量项目“价格战”，尤其成本控制能力弱的企业可能被迫退出。同时，2025年6月1日的新老划断节点，或触发抢装潮以规避更高竞争门槛。但政策实行初期通过设定竞价下限、分类组织竞价，也为行业提供了缓冲余地，防止剧烈冲击。
交易能力成为核心竞争力。机制电价的本质是给了新能源企业降低beta风险的选项，但仍可以通过市场化获取alpha收益，简而言之机制电价平抑的是市场平均价格，个体的价格差异将被保留。多个现货省份的运行情况表明，市场化的深入推进将极大地拉开不同场站的收益差距。
过去因电价不确定性导致的PPA（长期购电协议）谈判僵局将被打破，机制电价为多年期合约定价提供锚定，加速长周期交易落地。多年期购电协议有望以机制电价为基准上下浮动，解决过往"价格拉锯战"困局，加速绿电直供钢铁、数据中心等高载能行业。
灵活性资源崛起，储能、虚拟电厂迎黄金时代
136号文明确“不得强制新能源配储”，表面上是对储能的利空，但深层次看，新能源全面入市、现货价格上下限价差扩大、辅助服务收益多元化，为储能、虚拟电厂以及抽蓄、火电、可调负荷等灵活性资源创造了更大的盈利空间。
电力市场加速进化：从“电量市场”到“系统市场”
新能源全额入市与机制电价的结合，将推动市场化加速转变，一方面，价格信号将引导供需重构。中长期电价加速出清，电能量价格或将继续下探，倒逼发电侧降本增效，用户侧提升响应能力。另一方面，新能源的全额入市也将促使跨省交易更加活跃、规则更加完善，新能源在更大范围内优化配置，加速全国统一电力市场的建设。
繁花：机制电价背后的战略智慧
尽管2024-2025年电价可能将继续探底，但市场化出清将加速产能优化，具备技术、资金、交易优势的企业将穿越周期，享受市场化带来的长期红利。机制电价弥合了转型期制度空白，既坚持市场化方向、护航绿色能源发展，又保持能源成本优势、守住能源安全底线，为2060年碳中和目标夯实了制度基础，为能源转型破解不可能三角交出了中国答卷。中国正从"新能源制造大国"向"绿色规则制定者"升级，电力市场改革将成为"双碳"外交新筹码。
站在2025年的节点回望，机制电价新政或将成为中国能源史上的里程碑事件。它不仅是电价形成机制的技术性突破，更彰显了“在改革中求稳定，在发展中解难题”的东方智慧。从固定电价到全面入市，中国新能源产业走过了“政策驱动—补贴退坡—市场觉醒”的螺旋上升之路。机制电价的诞生，既是对过往经验的总结，更是面向未来的宣言：它不追求绝对的价格稳定，而是通过制度创新，让市场在波动中沉淀理性，让投资在风险中孕育机遇。
对投资者而言，需摒弃“躺赚补贴”的旧思维，转向精细化成本管控与技术创新；对政策制定者而言，需持续完善绿证交易、辅助服务市场等配套机制；对社会公众而言，则需理解“绿色转型的成本共担”——唯有全社会形成共识，方能让新能源巨轮乘风破浪，驶向零碳未来。
