中国储能网讯：2025年1月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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”），推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，标志着我国新能源产业从“政策驱动”全面转向“市场驱动”。作为深耕电力行业二十余年的从业者，笔者亲历了新能源产业跌宕起伏的发展历程。本文将从政策落实、生态重塑和企业突围等维度，解析136号文将如何破解新能源发展的深层矛盾，并探讨“新政”对新能源企业可能造成的影响及新能源企业的应对策略。
136号文各省实施细则推进现状
注：山东、广东、湖南、山西、甘肃机制电量、电价政策为征求意见版本。
对比发现，各地区政策核心框架基本一致，具体体现为以下三个方面：
市场化定价机制。各地区均明确新能源项目全电量入市，通过市场交易形成电价，存量项目保留部分保障性收购电量，增量项目通过竞价确定机制电价。
差价结算机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
取消强制配储。各地区均取消新建项目强制配储要求，推动储能从“政策驱动”转向“经济性驱动”。
各省政策差异则集中体现在市场化力度、电价标准及地方特色诉求三个维度：
市场化深度分化显著：广东、湖南采用精细化分层策略——广东按电压等级设定市场化比例，湖南对扶贫项目给予100%全额保障；而新疆将存量项目市场化比例最低压至30%，蒙西/蒙东则转向“去保障化”，以固定小时数替代比例，且暂停增量项目机制电量，凸显资源大省推动市场化的决心。
电价机制呈现地域梯度：沿海省份维持较高价格支撑，如广东存量电价达0.453元/千瓦时，海上风电竞价上限保持0.453元/千瓦时；内陆资源富集区则大幅压低价格，新疆增量竞价下限低至0.15元/千瓦时，存量电价仅0.25元/千瓦时，通过低价竞争加速淘汰低效产能。
过渡方案与特殊政策凸显地方诉求：山西采用“煤电基准价挂钩+过渡期”的方法，缓解煤电大省转型压力；蒙东考虑现货市场阶段差异，现货市场连续运行后风电供热项目保障小时数将从1900小时锐减至760小时，倒逼项目适应实时电价波动；湖南则单独保障扶贫项目0.45元/千瓦时固定电价，帮助企业平缓过渡。不同规则设计的本质是地方对“能源转型成本分担”的差异化选择：发达省份通过保障较高电价维持投资吸引力，资源省份则通过强市场化压缩补贴空间，而重工业省份侧重与传统能源价格体系协同。
双轮驱动下的行业转型与市场重构
（一）短期影响：驱动行业生态从“规模扩张”向“质量优先”转型
根据136号文，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，将驱动行业生态从规模扩张转向质量优先。面对这一根本性变革，新能源行业亟须突破传统发展路径，积极重构市场，重点体现在以下三个关键维度：
1.企业层面：收益模型重构与投资逻辑转型
收益不确定性增加：固定电价时代，项目收益可通过“度电补贴+标杆电价”稳定测算；而市场化交易下，电价受供需、时段、电网消纳能力等多重因素影响，波动性显著增加。例如，国家能源集团12.7兆瓦光伏项目因“最新电网政策”终止，广州发展5.98兆瓦项目因并网时限未达标终止，均体现了政策调整对项目推进的硬性约束。
投资决策趋于谨慎：政策出台后，多家央企放缓投资节奏，期待政策企稳后再推动相关工作。据不完全统计，2025年5—7月，全国有超过10个光伏项目因政策调整、收益不及预期等原因取消或终止建设，涉及规模超500兆瓦。
商业模式创新加速：为应对市场波动，企业纷纷探索“虚拟电厂+储能”“源网荷储一体化”等新模式。2025年7月，广东正式实施《广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则》及《广东虚拟电厂运营管理实施细则》，南方电网在广东构建的虚拟电厂平台，通过聚合分布式光伏、储能、可调节负荷等资源参与电力辅助服务市场，收益渠道多元化。负荷类虚拟电厂（聚合中央空调、充电桩等资源，参与电能量市场及需求响应市场）和发电类虚拟电厂（整合分布式光伏、风电及独立储能，提供辅助服务并获取收益）通过市场化交易优化资源配置，显著提升分散资源经济价值。
2.市场层面：电力市场建设提速与资源优化配置
现货市场建设加速：《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》要求2025年底前各地开展现货连续结算试运行，目前山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北等6地电力现货市场和省间电力现货市场已转入正式运行，多省区开展连续结算试运行。新能源全面入市倒逼现货市场建设，对新能源，尤其是对分布式光伏冲击明显，风电受影响程度各省不一。
跨省交易机制突破：政策推动打破省间壁垒，跨区域市场逐步形成。“陇东-山东”“哈密-重庆”等特高压工程提升新能源外送能力，2025年上半年，甘肃通过特高压外送新能源电量达120亿千瓦时，同比增长35%，有效缓解了本地弃风弃光问题。近日，《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》正式出台，将推动国网和南网等跨电网经营区开展常态化电力交易。
辅助服务市场价值凸显：随着新能源渗透率提升，电网对调节性资源的需求激增。2025年上半年，广东、江苏等省份辅助服务市场费用同比增长50%，储能、抽水蓄能等资源通过提供调峰、调频服务获得额外收益，市场价值逐步显现。
3.技术层面：技术创新与成本下降双向驱动
储能技术突破：136号文明确“不得强制配储”，推动行业从“政策驱动”转向“价值驱动”。企业纷纷发布大容量电芯，能量密度大幅提升，甚至实现单机容量翻倍，使储能系统度电成本大幅下降。
数字化技术赋能：人工智能、区块链等技术在电力市场中的应用日益广泛。例如，某些虚拟电厂平台，通过AI算法预测电价曲线，采用LSTM（长短期记忆网络）算法融合气象、历史负荷、用户行为等127维特征，实现96小时电价波动预测，误差率≤5%，为储能充放电策略提供高精度决策支撑实现每日3次循环套利与辅助服务叠加收益，收益较传统模式提升40%；国家能源局搭建的区块链绿证平台，实现绿证全链条追溯，2025年1-5月，全国交易绿证2.87亿个，其中绿色电力交易绿证9623万个，占比33%。
（二）长期影响：驱动新能源市场重构，迈入新阶段
当前，新能源产业正加速迈入全面市场化、高质量发展的融合创新阶段。要深刻理解这一转型的必然性与艰巨性，把握未来方向，我们有必要回溯新能源发展的历程，审视其从萌芽、扶持到逐步市场化的关键节点，从中提炼宝贵的经验。
新能源产业发展历经政策驱动、技术突破、市场深化与融合创新四大阶段，正逐步从政府主导的补贴依赖模式转向市场化、可持续的自主发展路径。以下是各阶段的特征与标志性事件：
1.政策驱动阶段（2000-2012年）：从示范试点到规模化启动
核心特征：以政府补贴和政策强制为手段，推动新能源产业起步。
关键事件：2005年通过的《中华人民共和国可再生能源法》确立新能源优先上网、全额收购等原则，为产业发展提供法律保障；2009年《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》发布，依据全国四类风能资源区，分别制定了对应的风电标杆上网电价；2009年——2011年实施的“金太阳工程”，中央财政对光伏电站给予总投资的50%给予补助，推动分布式光伏试点。
产业影响：风电装机容量从2005年的1.20吉瓦跃升至2012年的62.66吉瓦，年均增速超60%；光伏产业形成“多晶硅-硅片-电池片-组件”完整产业链，但技术依赖进口，设备国产化率不足30%。
2.技术突破阶段（2013-2018年）：成本下降驱动市场化拐点出现
核心特征：技术迭代与规模化生产推动成本快速下降，新能源逐步具备经济性。
关键事件：2013年的光伏“630抢装潮”，不少新能源项目在补贴政策调整前集中并网，倒逼企业提升效率，单晶PERC技术开始普及；2015年实施的光伏“领跑者计划”，推动高效组件（如N型单晶）应用，加速技术迭代；2016年实施“红色预警”机制，倒逼电网消纳能力提升。
产业影响：光伏度电成本从2010年的1.2元/千瓦时降至2018年的0.4元/千瓦时；2018年末风电装机容量突破200吉瓦，占全球总量的34%，成为全球最大风电市场；储能技术取得突破，锂电池成本下降至1500元/千瓦时，为新能源并网提供支撑。
3.市场深化阶段（2019-2024年）：从补贴依赖到市场化竞争
核心特征：补贴退坡与电力市场改革并行，新能源全面参与市场化交易。
关键事件：2019年的光伏“531新政”，大幅削减补贴，推动行业从“规模扩张”转向“质量优先”；2021年全国统一电力市场建设启动，新能源项目需通过中长期合约、现货市场或绿电交易消纳；2017年，绿证交易市场启动，新能源环境价值通过市场化方式实现，2024年12月，绿证单月交易量首次破亿，全国交易绿证1.14亿个。
产业影响：光伏新增装机连续5年超50吉瓦，2024年累计光伏装机容量超890吉瓦，占全球40%；风电装机容量突破500吉瓦，海上风电占比提升至8%，技术成熟度达国际领先水平；储能装机规模突破50吉瓦，年复合增长率超80%，成为新能源消纳的关键支撑。
4.融合创新阶段（2025年以来）：技术—市场—生态协同进化
核心特征：新能源与数字化、智能化技术深度融合，形成“源网荷储”一体化生态。
关键事件：2025年发布的136号文，推动新能源项目全部参与电力市场交易，通过差价结算机制保障收益稳定性；构网型技术逐渐普及，阳光电源等企业推出具备惯量支撑、黑启动功能的逆变器，提升电网稳定性；虚拟电厂与零碳园区兴起，通过聚合分布式资源参与需求响应，实现能源系统优化。
产业影响：风电太阳能发电量在全社会用电量占比突破20%，成为电力供应主体之一，推动能源结构绿色转型；技术迭代加速，TOPCon、HJT等高效组件市占率超60%，度电成本进一步降至0.2元/千瓦时；产业生态完善，形成“设备制造-项目建设-运营服务-金融支持”全链条协同发展模式。
（三）行业未来大趋势：136号文的实施标志着新能源产业进入“市场化高质量”发展新阶段，未来行业将呈现三大趋势：
融资结构多元化：从依赖政策性资金转向“财政+市场+社会资本”协同。例如，2025年上半年，某200亿元光伏项目通过专项债融资40亿元，带动银行贷款120亿元，社会资本参与比例达80%。
风险管理精细化：通过电力中长期合约等对冲价格波动风险。例如，某海上风电企业可通过电力长期合约，锁定未来一年20%的电量价格，可有效规避市场波动风险。
技术-政策正向循环：财政资金引导技术突破，技术进步反哺市场竞争力提升。例如，钙钛矿光伏技术通过中央预算内资金支持，实验室效率突破30%，可能在5-10年内成为主流，进一步降低新能源成本，为全球能源转型注入新动能。
136号文新能源企业应对建议
136号文从国家层面明确了新能源进入电力市场化交易的方向与趋势，对新能源行业的投资影响仍在持续，部分新能源投资商投资决策收紧，项目推进迟缓。对于新能源投资商而言，深刻理解电力市场与新能源投资的企业，将在这次的政策变动中获得发展先机。新能源企业实现突围，要提升全环节市场竞争力，可以从以下几个方面综合考虑：
（一）规划布局方面，构建市场导向的规划投资体系，打通新能源规划、生产、营销、市场等各环节数据信息壁垒，实现各环节有序衔接。探索建立电力市场长周期（10-20年）仿真模型，量化评估电源项目全生命周期内市场收益水平和经济指标。根据不同地区的资源禀赋和负荷特性，差异化布局风电与光伏发电项目，优选布局电气位置优、新能源发电与净负荷曲线适配度高的项目。
（二）全面强化运维效能，降低度电成本，加大对先进、高效风光设备等的研发应用，提升发电效率;利用规模化采购、优化采购时序来降低建设成本；借助大数据与人工智能实现精准运维，降低运维成本。
（三）加强市场营销管理，建立基于气象数据、历史出力数据和实时运行数据的预测模型，不断提升新能源的出力预测精度；依据现货市场价格信号，合理调整新能源场站运行方式，采用跟踪支架、新能源优化配储等，优化发电出力曲线；建立基于统计回归拟合、机器学习、人工智能等方法的电价预测模型，滚动优化中长期市场持仓比例和曲线，提高市场交易水平。
（四）不断完善开发模式，创新新能源开发利用模式，积极探索新能源与化工、交通、建筑、农业等多元融合的新模式新业态，发展算力与电力协同、虚拟电厂等试点示范促进绿电就近消纳。
