國家發展改革委、國家能源局在今年2月初聯合印發的《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（“136號文”），明確提出新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，意在引入機制電價，通過存量項目維穩延續、增量項目促進競爭。該文件提出，以6月1日前后劃分為存量、增量項目，推動新能源上網電量全面進入電力市場交易、通過市場交易形成價格，并要求各地要在2025年底前出臺并實施具體方案。據悉，近日，山東、廣東及廣西等省相繼出臺136號文實施細則，因此預計接下來各省有望陸續落地具體細則。
136號文通過機制創新與價格引導，推動新能源從“保量保價”向“市場主導”轉型，旨在構建更高效、更靈活的新型電力系統。多位專家指出，文件將對新能源行業格局、企業盈利模式及技術路徑產生深遠影響：既為分布式光伏、儲能等新興主體創造價值空間，也倒逼企業提升市場競爭力；同時，配套的容量補償、綠電交易等機制仍需完善，以平衡系統安全與轉型成本。
新能源市場化邁入深水區
“136號文是電力市場改革關鍵性的步驟，代表市場改革真正進入深水區。”中國電科院電力自動化所電力市場室副主任鄭亞先強調。
國家發改委能源研究所能源系統分析中心副主任劉堅認為，136號文的出臺將對新能源企業產生兩方面影響，一方面有利于新能源產業穩定預期，幫助新能源企業平穩過渡，同時對企業市場適應能力提出更高的要求，有利于推動新能源行業的可持續發展。
鄭亞先則認為，隨著新能源的快速發展，整個電力系統平衡面臨新能源保消納和電網運行保供電的雙重挑戰，繼續恪守全量消納目標需要付出巨大的經濟代價，因此讓新能源保量保價參與市場競爭與集中優化，從全社會整體福利來看是更優的，且隨著新能源占比的增加，提升效應會更為明顯。
“隨著政策的逐步推進，需要進一步考慮‘新能源價格自我蠶食’、價格信號不完整和分布式新能源入市機制等問題。”在鄭亞先看來，應該建立分階段、逐步放開的市場外政策配套體系，針對各市場主體的能力開發相應的品種，建立體現容量支撐價值的電力容量市場機制，建立適應高比例新能源的高頻次、標準化的中長期連續滾動交易機制，推動各類型主體全面參與現貨市場競爭。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，引導新能源全面入市的136號文是中國低碳轉型的重要里程碑，將深刻影響風電、光伏、新能源汽車和儲能等新能源領域的發展進程。
自然資源保護協會能源轉型項目（NRDC）高級主管黃輝表示，136號文推動新能源由“保障性收購 市場交易”轉向“機制電量 市場交易”。項目收益將受到可再生能源消納權重、市場節點位置、機制電量規模與價格等多重因素影響，比如位于消納困難和市場價格較低節點的新能源項目收益會減少。
“機制電價并不意味著新能源企業可以躺平。根據136號文，以市場均價和機制電價的差價對新能源項目進行多退少補。個體項目市場價格低于均價的部分將得不到補償，企業需通過合理配儲等方式來提高收益。”黃輝說。
價格機制對于新能源入市至關重要
價格是市場機制的核心，價格機制對于新能源全面入市及未來電力系統的運行至關重要。
中國電機工程學會副理事長姚強強調，能源綠色轉型的核心在于構建新型電力系統，可再生能源將在交通、建筑、材料等領域逐步替代傳統能源，以實現碳中和目標。
“以東部地區為例，在理想條件下，通過大力發展可再生能源，可滿足約80%的本地能源需求，僅需約20%的外來能源補充。”姚強舉例說。
劉堅則認為，“機制電價”僅對結算環節進行補償回收，不影響前端市場交易，這有利于市場形成合理的價格信號，探索分布式能源、儲能、虛擬電廠等新型主體在電力系統中的價值，調動主體參與市場的積極性。
首先，對于分布式能源而言，對標用戶側電價的電價波動風險更低，余電上網參與電力現貨有利于綠電消納，也提高了分布式發電項目的收益。其次，136號文取消了前置配儲要求。但隨著新能源全面入市，現貨峰谷差進一步拉大，短時儲能盈利水平將有所提升，在現貨市場中獲得更多收益。長時儲能由于其利用率較低，現階段還需要容量補償等機制補位。此外，新能源入市后也將為虛擬電廠帶來更多應用場景。
“加快完善容量補償機制，按照‘同網同質同價’原則，給予各類靈活性資源合理的容量補償，推動現貨市場出清節點向低電壓等級延伸，明確用戶側新型主體與大電網安全邊界和責任邊界。”劉堅建議。
談到市場外差價結算機制，鄭亞先表示，在初期會有保護性機制設計，后期機制電量和機制電價會逐步走低，市場主體自行簽訂雙邊合約將成為更主流的方式。在新形勢下，中小型新能源企業需要及時跟蹤政策變化趨勢，重點關注輔助服務市場機制，依托人員和體制的靈活性，通過深挖細挖自身資源組合能力在市場中獲得競爭優勢。
南方電網能源院能源戰略與政策研究所所長助理冷媛強調，隨著多元主體參與市場進度加快，市場設計既要保證整體運營效率，也要保證不同類型電源的收益。
“未來市場設計中需要根據不同類型電源的技術經濟特性建立差異化的電源價格形成機制，完善輔助服務市場產品設計，并推動與現貨市場銜接，健全綠色電力發展的相關機制，通過價格銜接推動電、碳市場協同發展，提高新能源機組的市場競爭力，同時新能源也需提高自身入市后的交易能力和風險管控能力。”冷媛表示。
“從目前出臺的山東、廣東、廣西等省份出臺的136號文配套細則來看，各省在機制電價、競價規則、存量與增量項目政策等方面采取了差異化措施，以適應本地新能源發展特點和市場環境。”黃輝指出，存量項目給了較為明確的邊界，機制電量規模參照全生命周期合理利用小時數的剩余小時數執行，電價基本是參照當地煤電基準電價，能夠較好起到保障收益的效果。
在黃輝看來，對增量項目而言，盡管電量規模和電價水平逐步退坡并有較大不確定性，但機制電價上設置了上下限，下限基本按照先進電站當期造價折算度電成本，上限則是不低于上年度機制電量競價結果，一旦進入機制電價后，會有12年左右的穩定執行期，也能夠起到穩定合理收益預期的作用。
“此外，目前部分省份綠電價格高于煤電基準電價，未來綠色價值會愈發凸顯，企業也可以在綠色溢價和機制電價兩者之間進行優選。”黃輝如是說。
新能源全部入市仍面臨諸多困難
“新能源入市不單單是電能量市場的變化，配套的輔助服務、容量補償機制需要加快完善。”黃輝認為，近期西班牙停電事件，側面反映出需要完善市場機制，來更好地引導調節與應急資源的建設。
常規電源受新能源入市影響，電能量規模和價格走低。黃輝認為，站在電力系統安全穩定運行的角度，需要完善輔助服務、容量機制，保障其合理收益。新能源作為未來的主體電源，其自主支撐能力的提升以及新型調節資源的建設也需要通過輔助服務、容量機制來激勵。
關于新型電力系統的構建路徑，姚強認為，電網架構應由傳統的“樹枝狀”逐步轉向分區分層結構。在強化主網系統的同時，更應重視配網系統與微網系統的作用。
“隨著以煤電為代表的傳統同步機組逐步退出，系統所需的靈活性將更多依賴于分布式儲能、新能源、構網技術以及用戶側的可控負荷。”姚強說。
在姚強看來，通過建立靈活的價格機制，引導各類主體優化發電與用電行為，實現發用兩端負荷曲線的動態匹配，將有效提升系統調節能力。無論從電網運行還是新型電力系統建設角度來看，這一模式都更加的經濟高效。
據冷媛介紹，2024年底中國分布式光伏裝機已占全部光伏裝機比重的42%。她強調，在分布式光伏快速發展的趨勢下需要從源網荷儲多端協同發力解決消納問題。在源端合理布局分布式新能源，鼓勵電源不斷通過技術創新提升“四可”能力；在網側，要推進配套電網項目建設，通過智能化調度等手段提高電網對高比例新能源的接納能力；在負荷側，要通過各類型需求響應機制充分挖掘系統調節能力；在儲能方面，隨著市場機制的不斷完善，新能源也將有動力通過自主配置適當儲能來適應市場環境下的競爭，提升其靈活性。
展望儲能和光伏行業的發展，劉堅表示，當前儲能政策重心正從前端配置轉向運行激勵，容量機制是保障新型儲能可持續發展的關鍵手段。有必要合理設置容量補償門檻，適時引入容量競價機制。
對于光伏企業而言，盡管頭部企業在大基地和集中式項目開發領域占據優勢，但中小企業在分布式能源的細分應用場景中展現出獨特競爭力。劉堅指出，虛擬電廠、源網荷儲等創新模式的蓬勃發展，市場格局日益多元。中小企業憑借靈活的響應機制和精準的場景化開發能力，在需求側深度挖掘潛力，并在新業態培育過程中扮演著不可或缺的角色，成為推動行業創新與協同發展的關鍵力量。
林伯強指出，價格如何合理體現是新能源入市后的焦點問題。這不僅關乎新能源能否持續大規模增長，還涉及成本增加后由誰來承擔的難題。林伯強坦言，現實情況與理想狀態存在差距。
記者了解到，2月13日，廣州發展（600098.SH）披露，新疆生產建設兵團第十一師五團新能源投資配套制造產業鏈條建設項目終止。3月27日，受電網政策和電價政策影響，國家能源集團山東公司蓬萊公司憫農、康凈園12.69MW光伏項目EPC工程公開招標終止。4月9日，因新能源電價政策調整，被譽為“中國電建史上最大”的51GW光伏組件框架入圍集中采購項目終止。
國電電力（600795.SH）在年報中提到，隨著新能源進入電力市場交易，受政策、負荷、電力結構等多種因素影響，新能源電價存在不確定性，結算電價存在下降風險。同時，華能國際（600011.SH）也在年報中指出，受新能源出力特性影響，疊加消納壓力，新能源或將面臨消納和電價的雙重不確定因素，公司結算電價存在下降風險，或將影響總體收益。
“目前，新能源全部入市仍面臨諸多困難，這反映出新能源市場競爭力不足的現狀。比如，部分地區的接入困難，一定程度上反映了新能源供電不穩定、成本高的問題。”林伯強表示。
“在理想市場環境下，如果綠證、綠電、碳交易市場完善，新能源既可以參與電力市場競爭，又能從綠電、綠證、碳交易中獲取綠色補償，這一模式在理論上是可行的。”林伯強認為。
