中國儲能網(wǎng)訊：2025年2月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），全面推進新能源項目進入電力市場，為新能源高質(zhì)量發(fā)展奠定制度基礎(chǔ)。截至2025年12月底，全國32個省區(qū)（除港澳臺外）已全部完成實施方案發(fā)布，增量項目競價工作基本落地。政策落地總體平穩(wěn)有序，不僅有效推動了新能源規(guī)模化發(fā)展，更在深層次上重塑了行業(yè)投資邏輯與發(fā)展生態(tài)，為構(gòu)建新型電力體系奠定了堅實基礎(chǔ)。
一、政策落地高效協(xié)同，銜接過渡穩(wěn)妥有序
136號文發(fā)布后，各地迅速響應(yīng)，從2025年5月蒙東率先破冰，9月至10月迎來落地高峰，近六成省區(qū)集中發(fā)布實施方案，到12月底廣西收官，全國歷時8個月完成從中央出臺到地方實施方案編制與發(fā)布全過程，展現(xiàn)了政策部署與地方響應(yīng)的協(xié)同效能。在改革紅利的持續(xù)釋放下，預(yù)計2026年全國將投產(chǎn)新能源裝機3.3億千瓦，新能源產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)總體平穩(wěn)態(tài)勢，驗證了市場化機制在資源配置中的核心作用，充分彰顯了136號文以制度創(chuàng)新驅(qū)動產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的強大生命力。
圖1 各地實施方案發(fā)布時間圖
在存量項目銜接上，各地遵循“新老劃斷、分類施策”原則，確保政策切換平穩(wěn)過渡。機制電量規(guī)?？傮w與保障性電量保持一致，機制電價普遍執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價，執(zhí)行期限以20年或合理利用小時數(shù)為基準(zhǔn)，特殊項目靈活調(diào)整。
表1 各地存量項目機制電價情況
例如，青海對扶貧項目執(zhí)行補貼基準(zhǔn)價，廣西為平價項目設(shè)置3年過渡期；海南按20年減去已投產(chǎn)運行時間確定執(zhí)行期限。這種穩(wěn)妥過渡安排有效避免了市場震蕩，確保了政策切換期的行業(yè)穩(wěn)定。
二、市場化機制顯效，釋放產(chǎn)業(yè)發(fā)展新動能
截至2026年2月底，除貴州、蒙西、蒙東外，其余29個省/區(qū)已完成首次增量項目競價工作。競價結(jié)果反映出資源稟賦、消納能力與電價承受力的區(qū)域差異。標(biāo)志著136號文構(gòu)建的分區(qū)分類競價機制生效，推動資源配置效率提升，為產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展注入新動能。
一是競價條件設(shè)置適配區(qū)域稟賦與技術(shù)特性。全國22省區(qū)按風(fēng)電、光伏分類競價，沿海省份進一步細分海上風(fēng)電、深遠海風(fēng)電等類型，競價規(guī)則與區(qū)域資源稟賦、技術(shù)特性高度匹配。其中，山東省在2026年增量項目競價中，針對深遠海風(fēng)電離岸距離遠、施工難度大、建設(shè)造價高的突出特點，未單獨組織專項競價，創(chuàng)新采用與風(fēng)電項目聯(lián)動定價與差異化核算模式，有效破解了與風(fēng)電統(tǒng)一競價難以兼顧成本差異的難題，充分體現(xiàn)了對技術(shù)成本差異的尊重。同時，競價規(guī)模與地方規(guī)劃緊密掛鉤，冀北、新疆等大省競價電量規(guī)模超百億千瓦時，而北京、浙江則根據(jù)消納能力適度控制，分別為12億千瓦時、14.74億千瓦時,避免盲目擴張；廣西機制電量總規(guī)模達141.66億千瓦時，呈現(xiàn)出與其資源稟賦適配的風(fēng)電絕對主導(dǎo)結(jié)構(gòu)特征。風(fēng)電入選電量規(guī)模高達122.24億千瓦時，占比86.3%；光伏入選電量規(guī)模僅為19.42億千瓦時，占比13.7%。
二是價格限值呈現(xiàn)科學(xué)梯度布局。東部地區(qū)如上海、廣東設(shè)置較高競價上限（海上風(fēng)電達0.453元/千瓦時），支撐高造價項目發(fā)展；西部如青海、甘肅則收緊價格區(qū)間，抑制投資過熱。這種東西分化格局是基于系統(tǒng)消納成本的真實反映，引導(dǎo)投資者理性評估項目經(jīng)濟性。
圖2 各省風(fēng)電項目競價限值情況
圖3 各省光伏項目競價限值情況
三是競價結(jié)果呈顯著區(qū)域分化，折射系統(tǒng)結(jié)構(gòu)性矛盾。受電源結(jié)構(gòu)、電力供需及資源條件影響，各地競價結(jié)果呈現(xiàn)顯著區(qū)域分化，形成西部低價承壓、東部價格穩(wěn)健的梯度格局。各地增量項目競價電價、電量結(jié)果如圖4和圖5所示。
圖4 各地增量項目競價電價結(jié)果
圖5 各地增量項目競價總電量結(jié)果
西部新能源富集區(qū)受“源多荷少”結(jié)構(gòu)性矛盾制約，電價水平普遍承壓。新疆2026年風(fēng)電、光伏競價電價分別降至0.21元/千瓦時、0.15元/千瓦時，較2025年顯著下調(diào)；甘肅連續(xù)兩年以下限價0.1954元/千瓦時成交，市場競爭尤為激烈。2025年蒙西、蒙東電力現(xiàn)貨均價僅為0.169元/千瓦時、0.126元/千瓦時，進一步增加了項目投資不確定性。東部地區(qū)則憑借良好的消納條件與電價承受能力，保持價格穩(wěn)健。這種分化恰恰證明了136號文搭建的市場化機制，如同一面透視鏡，將長期被固定電價模式所掩蓋的電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)性矛盾充分顯性化，為后續(xù)破解深層次發(fā)展難題、推動系統(tǒng)整體優(yōu)化指明了方向。
三、市場規(guī)則穩(wěn)步深化，交易機制平滑過渡
我國各地在資源稟賦、經(jīng)濟基礎(chǔ)、市場建設(shè)進程及政策理解深度上存在顯著差異，決定了136號文的落地路徑與推進節(jié)奏必然呈現(xiàn)區(qū)域分化特征。因此，全面貫徹落實136號文，是一個循序漸進、持續(xù)深化的過程。當(dāng)前，部分省份對節(jié)點電價等市場機制的理解仍需深化，終端用戶電價承受能力與新能源發(fā)展節(jié)奏的統(tǒng)籌平衡，仍需在實踐中探索完善。
一是多元探索現(xiàn)貨市場銜接，日前市場逐步鋪開。各地因地制宜推進新能源參與日前市場與中長期交易，體現(xiàn)政策落實的“過程性”特征。一方面，日前市場參與機制穩(wěn)步破冰。山西、山東等8省已允許新能源自愿參與日前市場，另有16個省份明確提出加快推動進程，標(biāo)志著現(xiàn)貨市場銜接正從點狀突破向全面鋪開過渡。另一方面，中長期交易模式呈現(xiàn)差異化路徑。針對機制電量的交易方式，北京、天津、冀北三地明確機制電量可直接參與中長期交易，依托成熟的市場環(huán)境發(fā)揮主體作用；安徽、江西、四川、吉林四省由電網(wǎng)企業(yè)代表用戶簽訂中長期合同；山西、山東等24個地區(qū)明確機制電量不參與中長期交易，“一地一策”的差異化進展，充分表明136號文的落地是一個動態(tài)演進的過程，需要給予地方足夠的時間窗口，逐步從機制磨合走向成熟完善。
二是差異化調(diào)整機制電量比例，平衡投資與民生需求。各地結(jié)合發(fā)展訴求差異化調(diào)整單個項目機制電量比例上限。北京、天津、河北南網(wǎng)等20個地區(qū)設(shè)置80%～90%的比例上限；江西、青海、寧夏、新疆、云南等省為平衡吸引新能源投資和維持用電價格穩(wěn)定，單個項目機制電量比例均未達到國家指導(dǎo)的80%比例。其中青海為激勵更多項目落地，將比例上限降至40%；湖北集中式新能源比例上限為50%；新疆2025年為62.5%，2026年為上網(wǎng)電量80%；江西、寧夏均為65%；山東風(fēng)電為70%；云南光伏為75%、風(fēng)電為65%。當(dāng)前部分區(qū)域在政策落實上存在的分歧與博弈，正是改革向縱深推進、真正落地見效的前沿陣地，相較于表面的“相安無事”，這種深層次的探索與磨合，更能推動改革觸及核心、落地生根。
四、重塑發(fā)展生態(tài)，引領(lǐng)新能源高質(zhì)量轉(zhuǎn)型
新能源市場化價格機制的本質(zhì)，是在發(fā)電側(cè)開展一場基于時空價值的利益格局重構(gòu)。這一機制倒逼發(fā)電企業(yè)強化成本管控，推動經(jīng)營理念從規(guī)模擴張向投資決策前端延伸，引導(dǎo)企業(yè)在項目立項階段即統(tǒng)籌量價關(guān)系，重視設(shè)備選型與節(jié)點位置的價值挖掘。這場由內(nèi)而外的行業(yè)變革，不僅推動非技術(shù)成本持續(xù)下降，更讓新能源回歸電力商品的本質(zhì)屬性，喚醒全行業(yè)從“量增”到“質(zhì)優(yōu)”轉(zhuǎn)型的高質(zhì)量發(fā)展意識，這正是136號文深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的核心初衷。136號文以科學(xué)、前瞻的制度設(shè)計，成功開啟了新能源高質(zhì)量發(fā)展的新階段。其價值不僅在于破解當(dāng)前新能源價格形成的現(xiàn)實難題，更在于構(gòu)建面向未來的電力市場生態(tài)。
一是新能源投資導(dǎo)向更趨理性。東西部投資路徑分化明顯。西部地區(qū)機制電量比例普遍較低，多數(shù)項目除扶貧及分散式新能源外已基本全面入市。存量項目執(zhí)行燃煤基準(zhǔn)價，而增量項目競價上限普遍低于基準(zhǔn)價，形成低比例疊加低電價的雙重約束。東部地區(qū)則憑借高機制電量比例和高競價上限為項目收益提供了較穩(wěn)定支撐。在新能源造價區(qū)域差異收窄的背景下，機制電量比例與電價水平成為引導(dǎo)投資布局的關(guān)鍵信號。西部地區(qū)低電價與低比例機制電量抑制項目收益，倒逼企業(yè)通過技術(shù)創(chuàng)新、儲能配套與跨省協(xié)同等方式提升項目經(jīng)濟性。
二是新能源裝機結(jié)構(gòu)將持續(xù)優(yōu)化?；诟鞯卦隽宽椖扛們r結(jié)果來看，東西部電價差異將進一步引導(dǎo)投資向消納條件好、電價承受能力強的地區(qū)集中。整體裝機布局更趨合理。未來，我國新能源發(fā)展將逐步形成與資源條件、電網(wǎng)架構(gòu)和市場需求相匹配的布局格局，為新型電力體系構(gòu)建提供堅實支撐，助力實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。
綜上，136號文的落地，絕非單純的電價機制調(diào)整，而是我國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展史上的里程碑式革新。作為國家落實“雙碳”目標(biāo)、構(gòu)建新型電力體系的戰(zhàn)略棋局，以市場化手段破解新能源發(fā)展瓶頸，重構(gòu)了電能量價格的核心邏輯，即實時市場決定電能量價格，引導(dǎo)電力行業(yè)聚焦實時市場，凸顯未被重視的電力商品時空價值，為我國電力商品價格體系的完善邁出了關(guān)鍵一步。從頂層設(shè)計的宏觀擘畫到地方執(zhí)行的高效落地，從存量項目的平穩(wěn)過渡到增量項目的有序競價，136號文緊扣“穩(wěn)過渡、強機制、優(yōu)生態(tài)、促轉(zhuǎn)型”主線，既保障了產(chǎn)業(yè)連續(xù)性，又精準(zhǔn)擊中了市場化改革要害。其深遠意義在于倒逼行業(yè)從規(guī)模擴張轉(zhuǎn)向質(zhì)量提升，實現(xiàn)經(jīng)濟、社會與生態(tài)效益的統(tǒng)一。展望未來，隨著機制深化，136號文必將引領(lǐng)新能源走向高效、理性、可持續(xù)的新階段，為能源安全與“雙碳”目標(biāo)提供堅實的制度基石。
