告别“保量保价” 迈入“市场定价” 136 号文引领新能源价值重构

　　2025年，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”），以“全面入市+差价结算”为核心，标志着新能源行业延续多年的“保量保价”政策兜底模式正式退出历史舞台，行业全面进入以市场机制为主导的高质量发展新阶段。

　　这一变革正值我国新能源发展迈上历史性新台阶。据公开数据显示，截至2025年底，全国风电、太阳能发电累计装机容量历史性突破18.4亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%，首次超过火电成为电源装机主体。2025年风光新增装机超4.3亿千瓦，新能源发电量约2.3万亿千瓦时，新能源新增发电量已占全社会新增用电量的97%以上。据行业权威数据统计，各类新能源电源投资单位作为行业发展的核心力量，贡献了新能源行业超95%的投资份额与装机规模。136号文的推出，不仅将重塑行业发展规则，更对所有经营主体的发展战略与运营能力提出了全新课题，引领全行业实现从规模驱动向价值驱动的深刻转型。

　　新规解析：构建市场化发展的制度基础

　　136号文构建了一套旨在推动行业升级的全新制度框架，其核心要义可概括为“一个核心、两类项目、一套机制”。

　　核心原则是“全面入市”。文件明确，风电、太阳能发电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。这深刻改变了以往部分电量享受保障性收购的历史模式，推动新能源电力全面回归商品属性。

　　关键设计是“分类施策与差价结算”。为确保改革平稳过渡，政策以2025年6月1日为界，对存量和增量项目实行差异化安排。存量项目机制电价按现行政策执行，而增量项目的保障性电量规模由各地结合实际动态确定，其机制电价需通过年度市场化竞价形成，并设有上下限。更为关键的是，文件建立了“新能源可持续发展价格结算机制”，对纳入保障范围的机制电量实行“差价结算”，即市场交易均价与机制电价之间的差额由电网企业进行资金回收或补偿，为投资者提供了基本收益“托底”。同时，文件取消了新能源项目强制配储要求，将配储决策交还市场主体。

　　最终目标是推动行业实现三大转型：在发展导向上，从传统规模扩张转向价值深耕；在驱动方式上，从政策驱动转向市场驱动；在发展模式上，从单一发电转向与储能、综合能源服务等多元协同。

　　影响研判：巩固传统优势与应对全新挑战并存

　　136号文实施一年来，其影响已从预期传导至企业报表。据公开披露的业绩信息，部分新能源企业2025年净利润阶段性出现下滑，行业转型的特征逐步显现。市场化改革如同一场“全面检验”，部分企业的既有优势得到进一步巩固，也促使各类主体对传统发展模式进行优化调整。

　　一方面，部分头部企业的核心优势在行业演变中持续凸显。凭借技术积累、项目经验与规模化运营能力，一批企业在应对电价波动和市场竞争时展现出较强的抗风险与资源整合能力。行业集中度有望提升，部分中小经营主体面临一定的经营压力，而部分头部企业正加快优质资源整合步伐，聚焦“沙戈荒”大基地、海上风电等国家重点布局区域。运营层面，倒逼效应显著，各企业纷纷通过数字化赋能、精益化运营降本增效，并积极探索“新能源+储能”、资产证券化等新模式拓宽盈利边界。

　　另一方面，市场化竞争的进一步深化，让传统发展模式下的薄弱环节日益显现。首先是传统收益模型面临系统性调整，企业普遍面临“电价波动+消纳承压”的双重考验。据统计，2025年全国风电、光伏平均利用率保持在94%以上，较此前年份小幅回落，部分新能源资源富集区域消纳压力有所上升。叠加市场化电价波动，部分项目收益水平面临一定调整压力。其次是投资逻辑亟待重构，投资决策必须从过去的“资源为王”转向“精算为王”，需综合考量区域电价（不同区域机制电价分化显著，部分负荷中心省份机制电价接近竞价上限，而新能源资源富集省份部分项目竞价结果接近竞价下限）、消纳能力等复杂市场变量，部分无法达到收益底线的项目需重新评估或优化。最后是核心能力建设需要加强，长期依赖政策保障，使得部分企业电力交易专业团队和市场风险应对体系有待完善，在现货报价、中长期合约签订等方面能力需进一步提升，这是当前需要重点关注的能力建设方向。

　　发展建议：系统构建面向市场的核心能力

　　面对136号文带来的机遇与挑战，各类电源投资主体需主动适应市场变革，打破传统发展模式，以市场化、高质量为导向，全方位构筑核心竞争力，推动新能源业务从规模扩张向价值创造转变。

　　一是重塑投资决策体系，坚守价值创造导向。加快建立适应电力市场环境的精细化投资决策机制，设定科学合理的收益底线，优化区域投资布局，审慎评估市场风险。

　　二是贯彻全生命周期精益管理，筑牢成本竞争优势。将全生命周期成本管控贯穿项目设计、建设、运维各环节。深化数字化转型，利用大数据、人工智能提升发电预测精度和设备运维效率，减少市场偏差考核。同时，积极参与跨省跨区交易和绿电交易，拓宽消纳渠道，并主动对存量资产进行技术改造或市场化处置，提升资产运营效益。

　　三是加快培育电力交易与风险管理专业能力。将电力市场交易能力作为核心竞争要素加以培育，加快组建熟悉电力市场规则和风险管理的专业交易团队。建立健全覆盖电价、电量等维度的风险监测机制，通过签订长期购电协议等方式，合理管理价格波动，稳定收益预期。

　　四是以非电利用为突破，拓宽新能源利用途径。因地制宜推动新能源非电利用规模化、多元化发展，加强绿氢制输储用一体化发展布局，并延伸到绿氢冶金、绿色甲醇、绿色航煤等新产业（300832）链，推动新能源从单一发电向多元化产品输出转型。同时，加强产业链上下游协同合作，通过共建共享降低风险、提升项目整体价值，为新能源消纳开辟更广阔的空间。

　　136号文正在引领新能源行业经历一场深刻的“供给侧改革”，这是行业从同质化规模扩张迈向差异化价值创造的必由之路。站在18.4亿千瓦装机的新起点上，各类电源投资主体，唯有主动驾驭市场之风，深耕运营、交易、创新之光，找准自身定位、发挥应有作用，才能在新能源市场化发展的深水区持续发挥引领作用，为我国新型电力系统建设和能源绿色低碳转型贡献积极力量。

　　（作者均供职于南方电网能源发展研究院有限责任公司）