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能源电力公社获悉,2025年1月27号,国家发展改革委、国家能源局下发了《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》,即“发改价格〔2025〕136号”(以下简称 136 号文)。136号文的出台,标志着中国新能源行业正式告别政策襁褓,迈入市场化竞争的新纪元。对从业者而言,这是一场从“被动依赖”到“主动适应”的生存考验;对市场而言,这是构建新型电力系统的关键一跃。唯有拥抱变化、创新求存,方能在绿电浪潮中立于不败之地。
(来源:微信公众号“能源电力公社”)
01 政策背景
新能源转型进入深水区,市场化改革势在必行
截至2024年底,中国风电、光伏累计装机达14.1亿千瓦,占发电总装机规模的42%,首次超越煤电,成为电力系统的主力电源。然而,新能源的快速扩张也暴露了原有固定电价机制的局限性:
1.价格僵化:固定电价无法反映市场供需,导致午间光伏大发时段电价暴跌、晚高峰缺电时电价飙升,新能源收益波动剧烈。
2.责任失衡:新能源未公平承担系统调节成本,火电等传统电源被迫承担更多调峰压力,市场公平性受质疑。
3.发展瓶颈:补贴退坡后,新能源亟需通过市场化定价形成竞争力,推动行业从“政策输血”转向“市场造血”。
改革核心目标:建立“价格由市场形成、责任公平承担”的机制,加速新型电力系统建设,助力“双碳”目标实现。
02 政策核心
三大机制重构新能源定价逻辑
1.全面市场化交易:新能源电量“全量入市”
强制入市:所有风电、光伏项目上网电量原则上全部进入电力市场,电价由市场交易形成,跨省区交易按既有规则执行。
交易灵活性:允许企业“报量报价”或接受市场定价,现货市场放宽限价(上限参考工商业尖峰电价,下限考虑新能源绿证收益等)。
中长期合约创新:鼓励签订多年购电协议,缩短交易周期至周/日级别,适应新能源出力波动。
2.差价结算机制:为波动性收益“托底”
“多退少补”逻辑:当市场价低于机制电价时,电网补差价;高于时扣除差价,结算费用纳入系统运行成本。
存量增量分类:
存量项目(2025年6月1日前投产):机制电价不高于煤电基准价,执行期与原政策衔接。
增量项目(2025年6月1日后投产):机制电价通过竞价确定,规模动态匹配消纳责任权重。
3.协同政策:绿证分拆、市场扩容与风险对冲
绿证交易独立定价:中长期交易需明确电能量价格与绿证价格,凸显新能源环境价值。
储能发展机遇:差价机制为储能提供盈利空间,午间低价时段储电、高峰放电的模式或成主流。
03 行业影响
机遇与挑战并存
1.企业端:收益波动倒逼技术与管理升级
收益风险:完全市场化后,新能源企业面临电价波动加剧,午间“零价”或“负价”概率上升(尤其在供过于求地区)。
应对策略:通过储能配套、跨省交易、绿证溢价对冲风险,技术降本与运营效率成核心竞争力。
2.市场端:火电与新能源竞争格局重塑
火电压力:传统火电需加速灵活性改造以提供调峰服务,但煤炭成本高企可能削弱其竞争力。
统一电力市场加速:新能源与煤电同台竞价,推动全国市场规则整合,跨省特高压建设需求迫切。
3.用户端:工商业电价短期平稳,长期趋降
居民农业不受影响:仍执行目录电价,改革首年工商业电价预计持平,新能源富集地区或微降。
长期趋势:随着新能源成本下降与市场扩围,电价或呈温和下行,但波动性需用户侧通过储能、需求响应管理。
04 发展趋势
2025年或迎“抢装潮”,市场化定价成全球标杆
1.抢装窗口期:2025年6月1日前的存量项目仍享政策衔接红利,企业或加速并网锁定收益。
2.国际对标:差价结算机制借鉴德国、澳大利亚经验,中国新能源市场规则或成全球参考。
3.政策风险提示:机制电价竞价上限由地方设定,需警惕地方保护主义导致市场分割。
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