中國儲能網(wǎng)訊：2025年1月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格，標志著我國新能源產業(yè)從“政策驅動”全面轉向“市場驅動”。作為深耕電力行業(yè)二十余年的從業(yè)者，筆者親歷了新能源產業(yè)跌宕起伏的發(fā)展歷程。本文將從政策落實、生態(tài)重塑和企業(yè)突圍等維度，解析136號文將如何破解新能源發(fā)展的深層矛盾，并探討“新政”對新能源企業(yè)可能造成的影響及新能源企業(yè)的應對策略。
136號文各省實施細則推進現(xiàn)狀
注：山東、廣東、湖南、山西、甘肅機制電量、電價政策為征求意見版本。
對比發(fā)現(xiàn)，各地區(qū)政策核心框架基本一致，具體體現(xiàn)為以下三個方面：
市場化定價機制。各地區(qū)均明確新能源項目全電量入市，通過市場交易形成電價，存量項目保留部分保障性收購電量，增量項目通過競價確定機制電價。
差價結算機制。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。
取消強制配儲。各地區(qū)均取消新建項目強制配儲要求，推動儲能從“政策驅動”轉向“經濟性驅動”。
各省政策差異則集中體現(xiàn)在市場化力度、電價標準及地方特色訴求三個維度：
市場化深度分化顯著：廣東、湖南采用精細化分層策略——廣東按電壓等級設定市場化比例，湖南對扶貧項目給予100%全額保障；而新疆將存量項目市場化比例最低壓至30%，蒙西/蒙東則轉向“去保障化”，以固定小時數(shù)替代比例，且暫停增量項目機制電量，凸顯資源大省推動市場化的決心。
電價機制呈現(xiàn)地域梯度：沿海省份維持較高價格支撐，如廣東存量電價達0.453元/千瓦時，海上風電競價上限保持0.453元/千瓦時；內陸資源富集區(qū)則大幅壓低價格，新疆增量競價下限低至0.15元/千瓦時，存量電價僅0.25元/千瓦時，通過低價競爭加速淘汰低效產能。
過渡方案與特殊政策凸顯地方訴求：山西采用“煤電基準價掛鉤+過渡期”的方法，緩解煤電大省轉型壓力；蒙東考慮現(xiàn)貨市場階段差異，現(xiàn)貨市場連續(xù)運行后風電供熱項目保障小時數(shù)將從1900小時銳減至760小時，倒逼項目適應實時電價波動；湖南則單獨保障扶貧項目0.45元/千瓦時固定電價，幫助企業(yè)平緩過渡。不同規(guī)則設計的本質是地方對“能源轉型成本分擔”的差異化選擇：發(fā)達省份通過保障較高電價維持投資吸引力，資源省份則通過強市場化壓縮補貼空間，而重工業(yè)省份側重與傳統(tǒng)能源價格體系協(xié)同。
雙輪驅動下的行業(yè)轉型與市場重構
（一）短期影響：驅動行業(yè)生態(tài)從“規(guī)模擴張”向“質量優(yōu)先”轉型
根據(jù)136號文，新能源上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，將驅動行業(yè)生態(tài)從規(guī)模擴張轉向質量優(yōu)先。面對這一根本性變革，新能源行業(yè)亟須突破傳統(tǒng)發(fā)展路徑，積極重構市場，重點體現(xiàn)在以下三個關鍵維度：
1.企業(yè)層面：收益模型重構與投資邏輯轉型
收益不確定性增加：固定電價時代，項目收益可通過“度電補貼+標桿電價”穩(wěn)定測算；而市場化交易下，電價受供需、時段、電網(wǎng)消納能力等多重因素影響，波動性顯著增加。例如，國家能源集團12.7兆瓦光伏項目因“最新電網(wǎng)政策”終止，廣州發(fā)展5.98兆瓦項目因并網(wǎng)時限未達標終止，均體現(xiàn)了政策調整對項目推進的硬性約束。
投資決策趨于謹慎：政策出臺后，多家央企放緩投資節(jié)奏，期待政策企穩(wěn)后再推動相關工作。據(jù)不完全統(tǒng)計，2025年5—7月，全國有超過10個光伏項目因政策調整、收益不及預期等原因取消或終止建設，涉及規(guī)模超500兆瓦。
商業(yè)模式創(chuàng)新加速：為應對市場波動，企業(yè)紛紛探索“虛擬電廠+儲能”“源網(wǎng)荷儲一體化”等新模式。2025年7月，廣東正式實施《廣東虛擬電廠參與電能量交易實施細則》及《廣東虛擬電廠運營管理實施細則》，南方電網(wǎng)在廣東構建的虛擬電廠平臺，通過聚合分布式光伏、儲能、可調節(jié)負荷等資源參與電力輔助服務市場，收益渠道多元化。負荷類虛擬電廠（聚合中央空調、充電樁等資源，參與電能量市場及需求響應市場）和發(fā)電類虛擬電廠（整合分布式光伏、風電及獨立儲能，提供輔助服務并獲取收益）通過市場化交易優(yōu)化資源配置，顯著提升分散資源經濟價值。
2.市場層面：電力市場建設提速與資源優(yōu)化配置
現(xiàn)貨市場建設加速：《關于全面加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》要求2025年底前各地開展現(xiàn)貨連續(xù)結算試運行，目前山西、廣東、山東、甘肅、蒙西、湖北等6地電力現(xiàn)貨市場和省間電力現(xiàn)貨市場已轉入正式運行，多省區(qū)開展連續(xù)結算試運行。新能源全面入市倒逼現(xiàn)貨市場建設，對新能源，尤其是對分布式光伏沖擊明顯，風電受影響程度各省不一。
跨省交易機制突破：政策推動打破省間壁壘，跨區(qū)域市場逐步形成?！半]東-山東”“哈密-重慶”等特高壓工程提升新能源外送能力，2025年上半年，甘肅通過特高壓外送新能源電量達120億千瓦時，同比增長35%，有效緩解了本地棄風棄光問題。近日，《跨電網(wǎng)經營區(qū)常態(tài)化電力交易機制方案》正式出臺，將推動國網(wǎng)和南網(wǎng)等跨電網(wǎng)經營區(qū)開展常態(tài)化電力交易。
輔助服務市場價值凸顯：隨著新能源滲透率提升，電網(wǎng)對調節(jié)性資源的需求激增。2025年上半年，廣東、江蘇等省份輔助服務市場費用同比增長50%，儲能、抽水蓄能等資源通過提供調峰、調頻服務獲得額外收益，市場價值逐步顯現(xiàn)。
3.技術層面：技術創(chuàng)新與成本下降雙向驅動
儲能技術突破：136號文明確“不得強制配儲”，推動行業(yè)從“政策驅動”轉向“價值驅動”。企業(yè)紛紛發(fā)布大容量電芯，能量密度大幅提升，甚至實現(xiàn)單機容量翻倍，使儲能系統(tǒng)度電成本大幅下降。
數(shù)字化技術賦能：人工智能、區(qū)塊鏈等技術在電力市場中的應用日益廣泛。例如，某些虛擬電廠平臺，通過AI算法預測電價曲線，采用?LSTM（長短期記憶網(wǎng)絡）算法?融合氣象、歷史負荷、用戶行為等127維特征，實現(xiàn)96小時電價波動預測，誤差率≤5%，為儲能充放電策略提供高精度決策支撐實現(xiàn)每日3次循環(huán)套利與輔助服務疊加收益，收益較傳統(tǒng)模式提升40%；國家能源局搭建的區(qū)塊鏈綠證平臺，實現(xiàn)綠證全鏈條追溯，2025年1-5月，全國交易綠證2.87億個，其中綠色電力交易綠證9623萬個，占比33%。
（二）長期影響：驅動新能源市場重構，邁入新階段
當前，新能源產業(yè)正加速邁入全面市場化、高質量發(fā)展的融合創(chuàng)新階段。要深刻理解這一轉型的必然性與艱巨性，把握未來方向，我們有必要回溯新能源發(fā)展的歷程，審視其從萌芽、扶持到逐步市場化的關鍵節(jié)點，從中提煉寶貴的經驗。
新能源產業(yè)發(fā)展歷經政策驅動、技術突破、市場深化與融合創(chuàng)新四大階段，正逐步從政府主導的補貼依賴模式轉向市場化、可持續(xù)的自主發(fā)展路徑。以下是各階段的特征與標志性事件：
1.政策驅動階段（2000-2012年）：從示范試點到規(guī)?；瘑?/span>
核心特征：以政府補貼和政策強制為手段，推動新能源產業(yè)起步。
關鍵事件：2005年通過的《中華人民共和國可再生能源法》確立新能源優(yōu)先上網(wǎng)、全額收購等原則，為產業(yè)發(fā)展提供法律保障；2009年《國家發(fā)展改革委關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》發(fā)布，依據(jù)全國四類風能資源區(qū)，分別制定了對應的風電標桿上網(wǎng)電價；2009年——2011年實施的“金太陽工程”，中央財政對光伏電站給予總投資的50%給予補助，推動分布式光伏試點。
產業(yè)影響：風電裝機容量從2005年的1.20吉瓦躍升至2012年的62.66吉瓦，年均增速超60%；光伏產業(yè)形成“多晶硅-硅片-電池片-組件”完整產業(yè)鏈，但技術依賴進口，設備國產化率不足30%。
2.技術突破階段（2013-2018年）：成本下降驅動市場化拐點出現(xiàn)
核心特征：技術迭代與規(guī)?；a推動成本快速下降，新能源逐步具備經濟性。
關鍵事件：2013年的光伏“630搶裝潮”，不少新能源項目在補貼政策調整前集中并網(wǎng)，倒逼企業(yè)提升效率，單晶PERC技術開始普及；2015年實施的光伏“領跑者計劃”，推動高效組件（如N型單晶）應用，加速技術迭代；2016年實施“紅色預警”機制，倒逼電網(wǎng)消納能力提升。
產業(yè)影響：光伏度電成本從2010年的1.2元/千瓦時降至2018年的0.4元/千瓦時；2018年末風電裝機容量突破200吉瓦，占全球總量的34%，成為全球最大風電市場；儲能技術取得突破，鋰電池成本下降至1500元/千瓦時，為新能源并網(wǎng)提供支撐。
3.市場深化階段（2019-2024年）：從補貼依賴到市場化競爭
核心特征：補貼退坡與電力市場改革并行，新能源全面參與市場化交易。
關鍵事件：2019年的光伏“531新政”，大幅削減補貼，推動行業(yè)從“規(guī)模擴張”轉向“質量優(yōu)先”；2021年全國統(tǒng)一電力市場建設啟動，新能源項目需通過中長期合約、現(xiàn)貨市場或綠電交易消納；2017年，綠證交易市場啟動，新能源環(huán)境價值通過市場化方式實現(xiàn)，2024年12月，綠證單月交易量首次破億，全國交易綠證1.14億個。
產業(yè)影響：光伏新增裝機連續(xù)5年超50吉瓦，2024年累計光伏裝機容量超890吉瓦，占全球40%；風電裝機容量突破500吉瓦，海上風電占比提升至8%，技術成熟度達國際領先水平；儲能裝機規(guī)模突破50吉瓦，年復合增長率超80%，成為新能源消納的關鍵支撐。
4.融合創(chuàng)新階段（2025年以來）：技術—市場—生態(tài)協(xié)同進化
核心特征：新能源與數(shù)字化、智能化技術深度融合，形成“源網(wǎng)荷儲”一體化生態(tài)。
關鍵事件：2025年發(fā)布的136號文，推動新能源項目全部參與電力市場交易，通過差價結算機制保障收益穩(wěn)定性；構網(wǎng)型技術逐漸普及，陽光電源等企業(yè)推出具備慣量支撐、黑啟動功能的逆變器，提升電網(wǎng)穩(wěn)定性；虛擬電廠與零碳園區(qū)興起，通過聚合分布式資源參與需求響應，實現(xiàn)能源系統(tǒng)優(yōu)化。
產業(yè)影響：風電太陽能發(fā)電量在全社會用電量占比突破20%，成為電力供應主體之一，推動能源結構綠色轉型；技術迭代加速，TOPCon、HJT等高效組件市占率超60%，度電成本進一步降至0.2元/千瓦時；產業(yè)生態(tài)完善，形成“設備制造-項目建設-運營服務-金融支持”全鏈條協(xié)同發(fā)展模式。
（三）行業(yè)未來大趨勢：136號文的實施標志著新能源產業(yè)進入“市場化高質量”發(fā)展新階段，未來行業(yè)將呈現(xiàn)三大趨勢：
融資結構多元化：從依賴政策性資金轉向“財政+市場+社會資本”協(xié)同。例如，2025年上半年，某200億元光伏項目通過專項債融資40億元，帶動銀行貸款120億元，社會資本參與比例達80%。
風險管理精細化：通過電力中長期合約等對沖價格波動風險。例如，某海上風電企業(yè)可通過電力長期合約，鎖定未來一年20%的電量價格，可有效規(guī)避市場波動風險。
技術-政策正向循環(huán)：財政資金引導技術突破，技術進步反哺市場競爭力提升。例如，鈣鈦礦光伏技術通過中央預算內資金支持，實驗室效率突破30%，可能在5-10年內成為主流，進一步降低新能源成本，為全球能源轉型注入新動能。
136號文新能源企業(yè)應對建議
136號文從國家層面明確了新能源進入電力市場化交易的方向與趨勢，對新能源行業(yè)的投資影響仍在持續(xù)，部分新能源投資商投資決策收緊，項目推進遲緩。對于新能源投資商而言，深刻理解電力市場與新能源投資的企業(yè)，將在這次的政策變動中獲得發(fā)展先機。新能源企業(yè)實現(xiàn)突圍，要提升全環(huán)節(jié)市場競爭力，可以從以下幾個方面綜合考慮：
（一）規(guī)劃布局方面，構建市場導向的規(guī)劃投資體系，打通新能源規(guī)劃、生產、營銷、市場等各環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)信息壁壘，實現(xiàn)各環(huán)節(jié)有序銜接。探索建立電力市場長周期（10-20年）仿真模型，量化評估電源項目全生命周期內市場收益水平和經濟指標。根據(jù)不同地區(qū)的資源稟賦和負荷特性，差異化布局風電與光伏發(fā)電項目，優(yōu)選布局電氣位置優(yōu)、新能源發(fā)電與凈負荷曲線適配度高的項目。
（二）全面強化運維效能，降低度電成本，加大對先進、高效風光設備等的研發(fā)應用，提升發(fā)電效率;利用規(guī)?；少?、優(yōu)化采購時序來降低建設成本；借助大數(shù)據(jù)與人工智能實現(xiàn)精準運維，降低運維成本。
（三）加強市場營銷管理，建立基于氣象數(shù)據(jù)、歷史出力數(shù)據(jù)和實時運行數(shù)據(jù)的預測模型，不斷提升新能源的出力預測精度；依據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號，合理調整新能源場站運行方式，采用跟蹤支架、新能源優(yōu)化配儲等，優(yōu)化發(fā)電出力曲線；建立基于統(tǒng)計回歸擬合、機器學習、人工智能等方法的電價預測模型，滾動優(yōu)化中長期市場持倉比例和曲線，提高市場交易水平。
（四）不斷完善開發(fā)模式，創(chuàng)新新能源開發(fā)利用模式，積極探索新能源與化工、交通、建筑、農業(yè)等多元融合的新模式新業(yè)態(tài)，發(fā)展算力與電力協(xié)同、虛擬電廠等試點示范促進綠電就近消納。
