一、政策背景：从 “保量保价” 到 “市场交易 + 差价结算” 双轨制
2025 年 1 月，国家发改委、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，简称 “136 号文”），标志着新能源行业正式告别传统 “保量保价” 模式，构建 “市场交易决定基础收入、机制电价实现收益调节” 的双轨制体系。政策核心在于通过市场化定价机制激发行业活力，同时建立 “多退少补” 的差价结算机制平衡收益稳定性与市场风险，推动新能源行业从 “政策驱动” 向 “市场驱动 + 机制调节” 转型，实现可持续高质量发展。
二、核心机制与关键要点：新旧项目分轨运行，差价结算精准调节
（一）新老划断机制：时间节点与差异化安排
以 2025 年 6 月 1 日为分界点，实施新老项目差异化管理：
存量项目（6 月 1 日前投产）：享受 “保底 + 自主选择” 政策，以各省参考外省非市场化率确定的比例（如 20%-30%）划分机制电量，该部分电量按国家政策上限价格结算（以山东为例，机制电价为 0.3949 元 / 千瓦时含税，与煤电基准价一致），保障基础收益；超出机制电量的部分可自主选择参与现货市场、中长期交易等市场化交易。
增量项目（6 月 1 日后投产）：完全纳入市场化竞争体系，机制电价通过竞价方式形成，需满足申报充足率不低于 125% 的竞争门槛，按边际出清原则确定（即入选项目的最高报价为最终机制电价），首次竞价上限参考上年度同类项目结算均价。机制电量规模将根据各省非水可再生能源消纳责任权重完成情况动态调整，消纳能力强的地区将获得更多机制电量配额。
（二）差价结算机制：市场波动的 “稳定器”
建立基于市场均价的全网统一差价调节机制：当市场交易均价低于机制电价时，电网企业按（机制电价 – 市场均价）× 机制电量向项目业主补足差价；当市场均价高于机制电价时，项目业主需按（市场均价 – 机制电价）× 机制电量向电网返还差价。修正后结算公式：项目总收益 = 非机制电量 × 市场交易价格 + 机制电量 × 机制电价 ± 差价结算金额 – 系统调节费用分摊（注：差价仅对比全网市场均价与机制电价，与单个项目报价无关，且需扣除辅助服务、容量补偿等系统调节费用分摊）该机制既避免个体报价差异导致的收益波动，又通过经济杠杆引导资源优化配置。
（三）地方细则进展：山东领跑，各省差异化落地
山东：作为首个落地省份，明确存量项目机制电价执行 0.3949 元 / 千瓦时政策上限，机制电量比例参考外省非市场化率（预计 20%-30%）并结合本省实际优化；增量项目设定 125% 申报充足率下限，采用边际出清定价，引导充分竞争。
广西：已启动新能源项目全成本调查，要求企业于 5 月 16 日前提交投资、运维等详细成本数据，为科学制定竞价上下限提供依据，预计 2025 年三季度出台具体实施细则。
其他省份：预计 2025 年底前陆续出台方案，重点差异体现在机制电量比例（与本省消纳责任权重挂钩）、竞价上下限设定（结合本地电力供需与新能源成本）及系统调节费用分摊规则。
三、政策影响分析：短期阵痛与长期转型交织
（一）短期市场波动：抢装潮与价格风险并存
抢装潮效应：存量项目为锁定保底收益，将在 6 月 1 日前集中并网，预计 5-6 月光伏组件需求环比激增 30%-50%。但需警惕仓促抢装导致的工程质量风险，以及部分项目因剩余生命周期较短（如已运营 10 年以上电站），抢装后的保底收益可能无法覆盖追加投资成本。
价格波动加剧：在现货市场试点地区（如广东、山西），新能源全入市后，受负荷波动、储能配套进度影响，负电价出现频率可能提升，2025 年夏季峰谷价差或扩大至 1.5 元 / 千瓦时以上，对企业日内交易策略提出更高要求。
（二）长期发展挑战：收益模型重构与能力建设
增量项目投资谨慎化：竞价机制导致机制电价存在下行压力（如山东首年竞价上限预计较 2024 年下降 5%-8%），且当市场均价高于机制电价时需返还差价，项目内部收益率（IRR）测算需纳入 ±20% 的价格波动区间假设，部分弱资源区项目可能面临经济性临界点考验。
市场化能力刚需化：企业需组建专业电力交易团队，建立包含负荷预测、报价策略、风险对冲的全流程管理体系。例如，通过电力期货、差价合约（CFD）对冲价格波动风险，将收益波动率控制在 15% 以内。
（三）行业转型机遇：储能与灵活性资源价值凸显
政策明确鼓励 “新能源 + 储能” 一体化开发，储能项目可通过调峰辅助服务、容量补偿等机制获得收益，预计 2025 年新型储能配套比例将从当前 15% 提升至 30% 以上。具备虚拟电厂聚合能力的企业，可通过整合分布式电源、负荷资源参与需求响应，单千瓦调峰收益年预计增加 80-120 元，成为新的利润增长点。
四、企业应对建议：分层施策，构建市场化核心能力
（一）存量项目：锁定保底收益，优化电量分配
并网冲刺：倒排工期确保 5 月 31 日前完成并网，重点关注送出线路审批、调度协议签订等关键节点，避免因流程延误丧失保底资格。
电量动态管理：根据本省消纳责任权重完成进度（如季度通报数据），动态调整机制电量与市场化电量比例。当消纳责任完成率低于 80% 时，优先保障机制电量；超过 100% 时，可增加市场化电量占比捕捉溢价机会。
（二）增量项目：精准竞价，构建风险对冲体系
竞价策略：建立 “成本 + 市场预期” 双维度报价模型，参考上年度结算均价（如山东 2024 年均价 0.42 元 / 千瓦时）设定报价区间，避免因申报充足率过高（如超过 150%）导致机制电价跌破成本线（预计 0.35 元 / 千瓦时为行业平均保本价）。
金融工具运用：通过购买看涨期权锁定市场高价收益，或参与容量市场获取稳定性收入，将项目 IRR 波动控制在 ±5% 以内。
（三）战略布局：打造 “发 – 储 – 售” 一体化能力
组织架构升级：设立市场化交易中心，整合计划、营销、财务等部门，建立 “市场信息收集 – 策略制定 – 执行反馈” 的快速响应机制，提升市场议价能力。
产业链延伸：重点投资电化学储能（优先布局锂离子电池，兼顾长时储能技术）、虚拟电厂平台开发，目标到 2027 年储能配套率达 40% 以上，形成 “新能源发电 + 灵活调节 + 终端售电” 的全产业链协同优势。
五、总结：从政策依赖到市场博弈，行业进入价值重构期
136 号文标志着新能源行业从 “政策红利期” 转入 “市场价值挖掘期”，其核心贡献在于通过机制电价构建了 “保底不封顶” 的收益框架，既避免市场无序波动，又打破固定收益依赖。短期来看，抢装潮带来的供应链压力与价格波动考验企业执行能力；长期而言，能否建立市场化交易能力、储能配套优势及跨省跨区消纳渠道，将成为竞争胜负手。随着各省细则在 2025 年下半年密集落地，行业整合将加速，具备 “技术 + 资本 + 市场” 复合能力的企业将在 “发 – 储 – 售” 一体化转型中占据先机，推动新能源行业从规模扩张转向价值创造的高质量发展阶段。
