中国储能网讯：随着国家发改委和国家能源局联合发布的《关于新能源全面入市的指导意见》（以下简称“136号文”）以及《关于进一步完善电力现货市场建设的指导意见》（以下简称“394号文”）落地，新能源入市的政策框架逐渐清晰，但各地在具体实施过程中仍存在较大差异。目前，蒙东、蒙西地区以及新疆已率先发布实施方案，其他省份也陆续进入征求意见阶段。

业内普遍认为，136号文和394号文的发布，标志着我国新能源参与电力市场的进程迈入新阶段，为新能源产业的高质量发展提供了政策保障和制度支撑。与此同时，电价“地板价”预测存在较大不确定性，新能源企业面临前所未有的市场挑战。目前，新能源行业正从“资源导向”向“市场导向”转型，企业需提升市场竞争力，灵活应对电价波动与政策变化，迎接新能源全面市场化的新阶段。

各地因地制宜

推动新能源入市

随着136号文和394号文的逐步落实，地方层面按照国家政策总体思路、关键机制的原则和边界、要求等，制定具体方案，时间要求，最迟不晚于2025年底。目前，蒙东、蒙西和新疆等地已正式发布新能源入市的实施细则，明确了新能源项目上网电量全部进入市场，并提出了可持续发展价格结算机制的具体操作方式。

以蒙东为例，内蒙古自治区发改委、能源局印发的《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》明确表示，持续推动新能源上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。同时，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目衔接，稳定增量项目收益预期。

在山东，虽然尚未正式发布实施方案，但山东省发改委发布《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》已明确提出新能源项目将参与市场交易，并参考其他市场化率适度优化的政策。尽管目前仍存在一定的不确定性，但山东作为新能源大省，其政策指向将对全国新能源入市进程产生重要影响。

“对于中东部省份而言，新能源入市配套机制电量方案存在不确定性。部分省份在136号文出台前已出台相关政策，大多对分布式新能源的入市持谨慎态度；136号文件出台后，这些地区对分布式机制电量政策或态度存在差别”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽在近日举办的农村可再生能源发展交流会上表示，河北和山东的地方性政策中未明确区分集中式和分布式新能源。山东的征求意见稿中，也未对分布式新能源进行单独区分，这引发了业界对分布式新能源入市和机制电量落地的广泛关注。

时璟丽认为，在分布式新能源方面，136号文提出要对成本差异大的技术进行分类组织，如“千乡万村”驭风行动等项目，需考虑村集体收益共享带来的与普通风光项目的成本差异。此外，分布式新能源参与机制电价的前置条件是否与集中式项目相同，也成为地方实施方案制定中的重点问题。部分中东部省份在实施方案的草案中已考虑分布式新能源的特殊性，提出简化前置条件等方式。

“地板价”预测

存在较大不确定性

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国能源报》记者表示，在136号文发布之后，新能源全面入市，未来电价将更多由市场决定，波动性将显著增加。对于光伏和风电等新能源项目而言，当前面临的是一个“上限明确、下限不明”的局面。即，虽然有明确的电价上限，但电价的“地板价”却难以预测，存在较大不确定性。

今年，江苏、广东、山东等电力市场化程度较高的地区，电价持续走低，屡次跌破市场预期。2025年4月，山东分布式光伏现货交易均价降至0.0159元/千瓦时（即每度电约1.59分），创下了我国电力市场化改革以来的最低纪录。

“从全球范围来看，稳定新能源电价始终是一个难题。”彭澎表示，对我国而言，由于电价上限被“锁死”，储能虽然在一定程度上可以缓解新能源的波动性，但其盈利空间受到限制，因此在当前市场环境下，储能的经济性并不明显。这在一定程度上也限制了储能项目的投资意愿。以电价为例，国外某些地区电价在高峰时段可高达10元/千瓦时，而我国省内现货市场的电价最高仅为1.5元/千瓦时，这在一定程度上限制了企业通过峰谷价差套利获取收益的储能项目的发展空间。如果储能的盈利模式不清晰，投资动力自然不足。

时璟丽还提到，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不得重复获得绿证收益，这增加了绿电绿证机制的复杂性。目前，机制电量部分的绿证分配问题仍需进一步明确，如可否做有下限价格的集中交易。

从“资源导向”

转向“市场导向”

业内认为，随着136号文件的出台，新能源项目全面入市，电价由市场交易形成，这标志着新能源行业进入了一个全新的发展阶段。这一政策的实施，不仅对新能源企业的运营模式提出了更高的要求，也为企业的转型和创新提供了新的机遇。

在时璟丽看来，新能源全面入市的政策落地，对整个新能源产业产生了深远影响。一方面，它推动了电力市场的进一步开放，提高了资源配置效率，有利于形成真实反映供需关系的市场价格。另一方面，它也对新能源企业的投资、运营和管理提出了更高要求，促使企业从“资源导向”转向“市场导向”，提升自身竞争力。从投资角度来看，新能源入市政策的实施要求企业更加注重区域价值差异，合理评估项目风险，制定科学的投融资策略。特别是在分布式新能源领域，企业需要关注地方政策的动态变化，灵活调整投资方向，提升项目收益的稳定性。

在新能源全面入市的政策背景下，企业该如何积极应对？彭澎认为，发电类企业需要对项目进行更加精细的筛选，部分不具备盈利潜力的项目将被放弃。同时，企业应加强报价能力，探索通过配建储能、灵活调度等方式，应对价格波动带来的风险；从用能企业角度看，可结合自身优势，争取签订更具竞争力的绿电交易合同，降低用电成本。与发电企业相比，用能企业在应对政策变化时，更需关注绿电采购的灵活性和经济性。

业内普遍认为，积极应对市场竞争，首先新能源企业应根据各省的资源禀赋和政策支持，选择支持力度大的区域进行投资。例如，中东部地区由于政策支持和市场需求较大，可成为新能源项目投资的热点。同时，企业还需关注项目的地理位置，选择光照充足、风力资源丰富的地区，以提高项目的发电效率和经济性。其次，企业还应关注市场需求的变化，合理选择发电类型。例如，在分布式光伏项目中，企业可以根据用户的用电需求，灵活调整项目的规模和布局，以提高项目的收益。 此外，企业还应采用智能管理系统和数字化技术，提升运营效率和市场应变能力。例如，通过大数据分析和人工智能技术，企业可以实时监测和预测新能源项目的发电情况，优化电力调度和市场交易策略，提高项目的收益。