霸屏全年的“136號文”，到底改變了什么？

136號文，全稱《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》（發改價格〔2025〕136號），于2025年初由國家發展改革委、國家能源局聯合發布。

這份文件被廣泛視為中國新能源發展史上的“分水嶺”，標志著新能源產業正式告別持續十余年的政府定價與補貼依賴時代，全面邁入市場化競爭、價格由供需決定的“叢林時代”。

那么，136號文到底改變了什么？它為何引發全行業震動？

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從“政策定價”到“市場定價”

歷史性轉向

在136號文出臺之前，中國新能源電價機制經歷了三個發展階段，標桿電價階段（2013–2018）、指導價階段（2019–2020）、平價競價階段（2021–2024）。

盡管每一階段都在推動市場化，但本質上仍由政府設定價格上限或保障收購，新能源項目收益相對穩定，企業對政策依賴性強。

而136號文的核心邏輯是，新能源上網電量原則上全部進入電力市場，電價通過市場交易形成。

這意味著，政府不再直接定價，新能源項目必須與火電、水電等常規電源同臺競價，電價高低取決于供需關系、出力曲線、系統調節能力等市場因素。

從根本上改變了電價的形成邏輯。

為了緩和市場波動對新能源項目的沖擊，政策采用“分類施策”原則，“老人老辦法、新人新辦法”。

同時，136號文同步引入“可持續發展價格結算機制”，即差價結算機制。

當市場交易均價低于政府設定的“機制電價”時，電網企業給予補貼；反之則退還收益，形成“多退少補”的調節池。

這一機制的設計意圖是，既不回到固定電價的老路，也不放任價格劇烈波動，而是通過“市場+調節”的雙軌制，為新能源轉型提供緩沖期。

差價結算、新老劃斷、分類施策

136號文的政策架構并非“一刀切”，而是通過精細化的制度設計，實現平穩過渡。

差價結算機制：市場之外的“隱形之手”。

差價結算是136號文最具創新性的制度安排。其本質是，新能源項目全部電量按市場價格結算，但對部分“機制電量”，若市場均價低于機制電價，則給予補差；若高于，則回收部分收益。

例如，某風電項目市場電價為0.30元/kWh，機制電價為0.39元/kWh，若其40%電量納入機制，則最終結算價為：

補差=(0.39?0.30)×40% = 0.036元/kWh

最終結算價=0.30+ 0.036=0.336 元/kWh

這一機制既保障了項目基本收益，又避免了過度激勵，推動企業關注市場信號、優化發電行為。

新老劃斷：存量項目“溫柔退出”，增量項目“裸泳入場”。

136號文以2025年6月1日為界，區分存量與增量項目。

存量項目：機制電價參考燃煤基準價，機制電量比例較高（如廣東110kV以下項目可達100%），執行期限最長為20年或剩余合理利用小時數。

增量項目：機制電量比例受限（如廣東110kV以上項目僅70%），機制電價需通過競價確定，逐年下降，且需提交履約保函，防止“跑馬圈地”。

這意味著：老項目享受“政策余溫”，新項目必須憑實力競爭，行業紅利逐步退坡，倒逼企業從“拿項目”轉向“降本增效”。

現貨市場聯動：從“差量結算”到“差價結算”。

在電力現貨市場方面，136號文推動結算方式從“差量結算”轉向“差價結算“。

前者僅對偏差電量按現貨價結算，后者則將全部電量按現貨價結算，中長期合同僅作為差價合約處理。

這一變化強化了現貨價格信號的引導作用，使新能源企業必須關注實時供需、主動調整出力，提升系統靈活性。

新能安儲能事業部中國區總裁馬金鵬對此直言，風光項目的財務模型由確定性轉變成不確定性，應對風險的能力變弱，這就要求企業必須主動尋求提升收益的市場化手段。

重塑利潤模型，倒逼產業升級

136號文的落地，對新能源行業的影響是結構性、長期性、不可逆的。

過去，新能源項目收益=固定電價×發電量，企業只需關注資源條件和設備效率。

如今，收益=市場價格×全部電量+差價調節×機制電量，電價成為最大變量。

這種盈利邏輯的轉變，在行業內引發了顯著的行為調整。

一方面，為搶占存量政策的“末班車”，2025年上半年出現了新能源項目的“突擊搶裝潮”。

但同時也出現了理性的項目篩選，對于預期收益不達標、消納無保障的項目，企業主動選擇終止或延期，避免長期虧損。

河北省對2024年底到期未建成的風光項目進行梳理，擬取消4個光伏項目、調整42個風光項目；內蒙古更是廢止了37個市場化并網新能源項目，總規模達12.65GW，占已批復項目規模的19.8%。

這種“搶裝與清退并存”的現象，標志著行業正從盲目擴張走向成熟理性。

另一方面，增量項目開始聚焦全生命周期的成本控制與收益優化，通過技術創新提升發電效率、降低運維成本，同時積極參與現貨市場、綠電交易等市場化場景，挖掘多元收益空間。

在儲能領域，136號文帶來的改變更為深刻。直接推動儲能行業從“政策強制配儲”向“市場驅動配置”轉型，實現了從成本項到價值項的身份轉變。

自2017年青海省首次提出強制配儲以來，全國20多個省份相繼跟進，強制配儲成為推動儲能行業發展的主要動力。

但這種模式下，儲能被視為新能源項目并網的“附屬成本”，投資商在測算時僅將其作為支出項，不考慮其收益潛力，導致行業陷入低價競爭的惡性循環。

企業為爭奪項目不斷壓低儲能系統報價，忽視產品質量與技術可靠性，甚至出現“劣幣驅逐良幣”的現象。這也是為何眾多擁有高質量產品的國內頭部企業此前將市場重點聚焦于國外。

136號文明確提出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，徹底終結了強制配儲模式，但這并不意味著儲能的重要性下降，反而通過市場化機制激活了其多元價值。

據國際能源網了解，山東某100MW光伏項目配置20MW/40MWh儲能后，年增收超800萬元，內部收益率（IRR）提升3.2個百分點；新疆某風電場通過配置15%儲能，限電率從18%降至8%，電價折扣損失減少60%。

此外，136號文允許對技術成本高、系統價值大的新能源項目單獨競價，如光熱發電、深遠海風電等，機制電價可高于燃煤基準價。

這為調峰能力強、綠色屬性高的技術路線打開政策空間，推動新能源從“發電”向“發電+系統服務”轉型。

不得不提，在競價機制下，報價越低越易入選，但過低則壓縮差價收益，企業面臨“報低虧、報高落選”的博弈困境。

136號文要求各省在2025年底前出臺實施細則，進入11月份以來，海南、重慶、湖北、寧夏、湖南、四川、陜西、福建、浙江、江西、江蘇、青海、吉林、貴州、北京、山西等陸續啟動增量新能源項目機制電價競價，截至目前已有27省市開展競價。

預示著新能源“地方競爭”的時代已經真正到來。

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從發電上網到系統共生

盡管136號文制度設計精巧，但其長期成效仍面臨多重挑戰。

新能源出力具有間歇性，在現貨市場中易出現“高電價時段不出力、低電價時段大發”的錯配，導致實際收益低于預期。

136號文涉及電價、交易、儲能、綠證、碳市場等多個體系，政策之間需高度協同。例如，綠電交易與差價機制如何銜接？儲能收益如何體現？負電價背景下用戶側如何響應？

新能源全面入市后，系統對靈活性資源的需求激增，但當前儲能、虛擬電廠、需求響應等機制尚不成熟。

不同地區資源稟賦、電力市場成熟度差異大，“全國統一機制+地方差異化實施”能否兼顧公平與效率？是否會出現“西部資源區低價競爭、東部負荷區高價受益”的跨區域利益失衡？

可以肯定的是，136號文不是簡單的電價調整，而是一場系統性機制重構，從政策喂養到市場淬煉，從規模擴張到質量優先，從發電上網到系統共生。

136號文，是一場沒有退路的革命。

它新能源開啟了“適者生存”的市場紀元。在這場變革中，有人將出局，有人將崛起；有人看到的是風險，有人看到的是機遇。

唯一可以確定的是：136號文之后，中國新能源再無回頭路。