2025年初发布的136号文标志着“新能源行业延续近二十年的固定电价机制正式终结”。

这份由国家发展改革委、国家能源局联合印发的文件规定：2025年6月1日后投产的新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。

电力市场化大潮下，新能源项目的价值衡量标准正在被彻底重写。

1政策裂变

从保量保价到全面市场化

136号文全称为《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》，其核心在于推动新能源上网电量全面进入电力市场，并建立新能源可持续发展价格结算机制。

这份文件标志着中国新能源电价机制的根本性变革。

政策设计采用“新老划断”思路，以2025年6月1日为分水岭：

存量项目（此前投产）：电价按现行政策执行，不高于当地煤电基准价，通过差价结算实现政策衔接。

增量项目（此后投产）：机制电价通过市场化竞价确定，电量规模根据非水电消纳责任权重动态调整。

最具创新性的是差价结算机制——当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于时则扣除差价。

这种“多退少补”的设计借鉴了国外差价合约（CfD）模式，为发电企业提供了价格波动缓冲带。

截至2024年底，中国风电、光伏装机已达14.1亿千瓦，占发电总装机的42%。

如此庞大的体量全面进入电力市场，意味着新能源行业的游戏规则正在被彻底改写。

2冲击与重构

行业洗牌进行时

政策切换带来的冲击已在部分试点地区显现。

在山东电力现货市场，光伏午间电价常低至0.1元/千瓦时，与夜间高峰电价形成巨大剪刀差。

新疆博尔塔拉蒙古自治州发改委测算，光伏项目资本金收益率可能从8%降至3%，逼近金融机构风险警戒线。

不同技术路线面临差异化挑战：

风电优势凸显：内蒙古风电现货电价稳定在0.2~0.3元/千瓦时，因其发电分布均匀、夜间可补充基荷。

光伏承压明显：发电“同时率高”导致午间供需严重失衡，价格波动剧烈。

行业出现“风强光弱”的投资转向趋势。

◇多家央企已放缓光伏投资节奏，等待政策企稳。

◇企业明确要求增量项目资本金IRR仍须达到8%，对电价研判提出更高要求。

新能源收益结构也发生根本性变化：从传统的“固定保障性收益+辅助服务分摊”转变为“市场化交易收益+差价补偿收益+辅助服务分摊”的三元结构。

这一转变倒逼项目开发逻辑全面重构。

3战略转型

新能源开发的五大突围路径

1.区域选择精准化

高价值区域特征：用电量大、新能源占比小的省份（江苏、浙江、安徽等），风电交易价格坚挺。

源网荷储机遇区：江苏、安徽、湖北等GDP增速高、电价高的省份，适合开发零碳园区。

储能布局重点区：山东、山西等现货市场成熟区域，以及青海、河北等新能源高占比省份。

2.技术路线差异化

风电项目优先选择平原缓丘、沿海滩涂等具有气候加成的区域，并采用高切变技术提升效率。

光伏则需向源网荷储一体化转型，通过负荷匹配规避价格低谷。

2024年中央经济工作会议首次将“建立一批零碳园区”列入年度任务，为商业模式创新提供政策支撑。

3.项目筛选精细化

资源评估标准从追求高发电量转向追求高价值发电时数——在现货市场中，低风速时段的高电价时段更值得关注。

接入点价值序列变为：负荷中心变电站（工业大市）>主网架汇集站>普通变电站>电网末端。

收益评估指标也从单纯看收益率转向度电成本（LCOE）竞争力分析。

4.交易能力专业化

长期协议锁定：与电力用户签订多年期购电协议（PPA），对冲价格波动风险。

绿电价值变现：积极参与绿证、绿电交易，某电力2024年完成绿证交易1023万张，同比增长141%。

虚拟电厂聚合：如安徽铜陵虚拟电厂聚合9万千瓦分布式资源参与市场交易。

5.成本控制极致化

降低非技术成本是关键。

避免地方政府不合理的前期费用摊派，确保新能源回归发电本质。

通过精细化选址、先进设备应用提升发电量，如某企业推出“整村开发”模式，实现高压并网和集中运维。

在河北等地探索“智电超能站”模式，构建光储充一体化生态。

4储能价值重塑

新型电力系统中的

储能配置策略正经历重大调整。

随着政策取消强制配储，短期可能出现产能过剩，但长期价值依然明确。

《电力系统调节能力优化专项行动方案（2025—2027年）》明确推动储能规模化发展，完善市场参与机制。

区域分化明显：

山东、山西：现货市场成熟，储能通过峰谷套利具备经济性

内蒙古、新疆：短期回调，未来在网侧及大规模源网荷储场景发力

青海、河北：新能源高占比带来电网稳定性需求，调峰价值突出

新型储能技术经济模型也在进化。

现货市场限价放宽后，峰谷价差进一步拉大，浙江等地价格下限探至-0.2元/千瓦时。

这为储能创造了更广阔的套利空间，也为虚拟电厂等新兴业态提供了发展土壤。

5未来已来

新能源开发企业的能力再造

面对市场化浪潮，企业需构建三大核心能力：

1.电力交易能力

建立专业交易团队，掌握报量报价策略，实现“跑赢市场平均”的目标。某电力已优化投资决策模型，纳入机制电价、现货交易等变量分析。

2.政策应对能力

密切跟踪各省实施细则出台进程。

目前仅山东、广东等少数省份发布配套规则，增量项目机制电价上下限设定仍是关键悬念。

3.技术创新能力

探索构网型新能源电站，通过聚合匹配负荷曲线。

某企业开发“泰墅绿能”高端定制方案，融合光伏瓦、智能储能等产品，拓展应用场景。

团队建设同样紧迫。

需要培养具备电力交易、负荷预测、风险管理等复合型人才。

建立“前台业务强、中台专业强”的组织架构，应对多元化的市场环境。