21世纪经济报道记者雷椰
长期以来，我国新能源发展模式是“保量保价”，而在2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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”）改变了这一模式，将新能源发电全面推向电力市场，让价格信号引导投资，促进新能源高质量发展。
新能源上网电价市场化，对新能源尤其是光伏装机产生了冲击，2025年下半年光伏装机维持低位。
据21世纪经济报道记者梳理，目前，全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团已出台配套承接方案。随着各个地方136号文政策的落地，尤其是2026年机制电价政策的明确，新能源装机也将重新出发。
21世纪经济报道记者注意到，广东、上海、山东等地在陆续发布增量项目机制电价竞价结果，不同省份机制电价水平分化明显，上海、重庆、广东等竞价结果接近上限，山东光伏电价则接近其竞价下限。
136号文的冲击已然消减。
业内人士向21世纪经济报道记者表示，不同地区、类型新能源机制电价差异显著影响投资方向，如山东光伏电价低可能导致投资热情降低，资本转向风电，光伏投资可能转向其他地区。对于企业而言，新能源企业需提升投资前基于电力交易的财务分析模型预测收益率能力，以及运营期组建电力交易团队或委托专业托管机构提升收益的能力。
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转型阵痛
近些年来，我国新能源发电装机规模超越煤电。然而，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，矛盾日益凸显。
136号文明确，推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并提出建立支持新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。
方案提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。
这一政策对新能源行业带来短时间冲击。由于新能源行业从“政策保底”全面转向“市场竞争”，政策出台在短期内引发了行业的转型阵痛。为规避未来市场竞争带来的收益不确定性，许多企业选择在政策切换的窗口期前加速项目推进，甚至形成了“抢装潮”。
也有观点指出，新能源发展至今，在规模仍需进一步扩大的情况下，这属于“长痛不如短痛”。尽管短期内企业面临收益不确定性和转型压力，但唯有通过的市场化改革，才能形成准确的价格信号。
而在136号文发布之后，针对新能源发展的一些相关配套政策持续不断，4月份政策涉及虚拟电厂和电力现货市场，5月份政策涉及绿电直连，7月份政策涉及零碳园区，9月份政策涉及就近消纳、新型储能，11月份政策涉及新能源消纳和调控等。
力度空前的新能源政策，为后续新能源的市场化发展和可持续发展奠定了制度基础。
中国能源研究会配售电专委会副秘书长吴俊宏向21世纪经济报道记者表示，136号文通过市场化方式反映供需关系，体现了价格信号引导投资流向真正需要新能源的地区，促进新能源合理、有序、高质量发展。
目前，市场仍有痛点待解。吴俊宏认为，首要的痛点在于市场价格没有体现新能源的环境价值。新能源的核心价值不仅是电量贡献，更在于绿色环保。当前，市场只反映了电力供需价值，但环境价值需要通过绿证等制度来体现。当环境价值得到合理体现后，会推动储能等灵活性资源发展，这会让整体用电成本可能上升，但减少了环境治理成本，综合来看更有利。
此外，新能源入市后会拉低电能量市场价格，未来还需要完善容量保障机制，为新能源持续健康发展筑牢制度基础。
机制修复
国家层面的规则已定，而真正的考验在于地方如何将其与本地实际结合。最为受市场关注的是各地方增量项目“托底”机制电价。从已公布的结果看，不同省份的机制电价水平出现了显著分化，这直接反映了各地的资源禀赋与战略考量。
从现有发布的新能源增量项目机制电价竞价结果来看，不少地方机制电价接近其竞价上限。
例如，上海2026年统一竞价项目竞价出清结果为机制电价水平0.4155元/千瓦时（竞价申报上限为0.42元/千瓦时）；重庆2026年按光伏竞价项目竞价出清结果为机制电价水平0.3963元/千瓦时（风电、光伏发电项目竞价上限均为0.3964元/千瓦时）。
不过，也有部分地区机制电价水平接近竞价下限。例如山东，2025年度新能源机制电价竞价出清结果显示，光伏出清价格为0.225元/千瓦时（竞价上限风电、光伏均为0.35元/千瓦时，竞价下限光伏为0.123元/千瓦时）。
吴俊宏表示，各省份的定价策略基于本地新能源供需状况。对于存量项目，原则上都保持了政策连贯性，大多按当地煤电基准价执行，这与之前解决新能源补贴时引入“合理利用小时数”的思路一脉相承；而在增量项目方面，像上海、重庆这些新能源稀缺的省份，机制电价接近上限，背后是因为需要吸引投资。而山东光伏过剩，定价就明显偏低，目的是引导光伏不要过度投资。
记者发现，山东光伏出清价格0.225元/千瓦时，与此同时，山东风电出清价格为0.319元/千瓦时，同一地区风电与光伏的电价价差也各不相同。
北京大学能源研究院特聘副研究员康俊杰向21世纪经济报道记者表示，增量项目的风电、光伏制电量规模是各省政府根据本省的新能源发展实际情况来确定的。给定的电量规模大，相应的竞争就小，竞价后的机制电价就高。反之给定的电量规模小，竞争激烈，价格就低。这是政府引导当地新能源发展方向的政策导向。
以山东为例，因为本省有巨量的光伏装机，已经处于过剩状态，所以山东在面临有大量的项目正在建设的情况下，仍然只给与少量的配额给与光伏，光伏竞争激烈，相应的价格就很低；而山东为推动风电的发展，给与了风电较大的配额，所以风电竞价水平较高。各省之前资源禀赋不同、存量风电和光伏装机结构也存在很大不同，因此各省采用了不同的政策来引导。
在经济大省广东，其分布式光伏的竞价结果则反映了另一番市场图景。广东2025年6月1日—2026年10月31日投产或承诺投产，且未纳入机制的新能源项目竞价结果为分布式光伏项目机制电价为0.36元/千瓦时（光伏项目竞价上限0.4元/千瓦时）。
吴俊宏表示，广东近年地面集中式光伏电站项目的审批政策呈现逐步收紧的态势，重点支持分布式光伏，光伏发展速度受限，加上负荷大、消纳能力较强，供需相对平衡，所以电价处于中间水平。
康俊杰表示，不同地区、不同类型新能源机制电价的不同，会显著影响当地各类新能源的投资，是用收益来引导投资方向。
蓄势升级
从行业方面来看，136号文明确叫停新能源强制配储，这一调整短期内对中国的储能行业造成了不小的影响。
根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2025年第一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比-1.5%/-5.5%。这一变化倒逼储能行业告别“为配置而配置”的旧模式，加速向 “市场驱动” 转型。
对于风电、光伏等新能源发电企业而言，136号文意味着其核心收益模式发生变革。各地不同的机制电价，正在重塑企业的投资预期。面对日益复杂的市场环境和收益构成，新能源企业自身的能力模型也需进行升级。
吴俊杰表示，企业迫切需要提升两方面的能力：一是投资前要建立基于电力交易的财务分析模型，准确预测收益率；二是运营期要组建电力交易团队，通过交易策略提升收益。对于大型央企可以自建团队，但中小型企业更适合找专业托管机构，采用收益分成模式降低成本风险，这已经成为行业新趋势。
还值得注意的是，部分地区增量项目机制电价不高于当地燃煤发电基准价。河北南网、冀北电网明确：增量项目竞价上限暂不高于燃煤发电基准价。
有业内人士向21世纪经济报道记者分析，河北省为大力吸引新能源项目并网，在政策设定上释放了明确信号：一方面，机制电量的规模设置较为充裕，旨在让尽可能多的项目能够参与竞争；另一方面，机制电量的电价上限与煤电基准价持平，通过这种“电量充裕、价格有吸引力”的组合策略，明确表达了鼓励新能源投资的政策意图。
那么，目前新能源是否已经具备平价替代煤电的能力？
康俊杰表示，在全国层面，煤电发电量占比50%以上，而且电力系统长期以燃煤标杆电价作为电力系统定价的锚，所以现在各省制定机制电价时均采用了以燃煤标杆电价为基准。
康俊杰进一步认为，目前各省将新能源机制电价定价为低于和接近煤电价格有两方面原因。第一，风光发电度电成本的确已经低于了煤电，甚至很多省份是大幅度低于煤电。第二，风光除了用机制电价衡量的电量成本外，相对与煤电还会产生系统调节成本，这一部分也是大规模风光并网产生的，如果机制电价过高，加上系统调节成本，会大大增加整个电力系统的成本。
值得注意是的，有业内人士表示，由于冀北地区新能源比例已处于高位，大量新能源电量进入市场后，显著压低了市场化交易的整体电价水平，致使煤电在价格竞争中失去优势，其市场化交易电量因此缩减。这带来了一个新的挑战：需重点关注如何引导并通过机制保障煤电实际发电小时数高于安全运行所必需的“必发小时数”。
国网能源研究院财会与审计研究所高级研究员李炎林向21世纪经济报道记者表示，136号文旨在通过推进新能源参与市场交易和机制电量的竞价，发现由供需形成的市场化价格。新能源入市后，电能量市场价格信号将充分反映系统运行边际成本，助力发现新能源发电的合理价值。中长期看，随着新能源发电的技术进步及场站的储能等调节能力的配置、参与市场交易方面技术及管理能力提升，新能源市场交易价格将更为接近其合理发电成本区间。新型电力系统建设背景下，新能源电量占比将持续提升，对传统燃煤发电产生替代作用，将推动煤电转变经营发展模式，向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
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