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端午之际，《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”）设定的关键节点——“531”大限正式到来，这场牵动整个电力行业的新能源电价市场化改革迎来历史性转折点。过去半年间，光伏“抢装潮”汹涌、风电水电被迫“旁观”、储能告别“政策保护伞”、地方细则博弈……行业转型初期的阵痛已然显现。
（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：王罄垚）
“136号文”的政策核心在于区分存量与增量项目，二者入市“门槛”完全不同。增量项目需全电量进入电力市场直面价格波动，而存量项目则拥有更多的选择权，可自主选择纳入机制电量的比例，但每年纳入的比例不得超过上一年水平；机制电价按现行政策执行，但不高于当地煤电基准价。这一差异迫使企业争相在政策窗口关闭前完成并网，让“增量”变“存量”，“抢装”也由此成为近半年来行业发展的关键词。
说到“抢装”，与其他“慢热型”可再生能源相比，光伏以1-1.5个月的建设周期成为这场竞速的绝对主角。“并网冲刺分秒必争”“抢战531倒计时”——长三角某新能源企业的宣传海报，道出了全行业的焦灼。面临着“430”“531”节点的双重夹击下，电站投资商疯狂压缩工期抢并网、组件厂商超负荷运转仍难满足井喷订单，大规模毁约低价订单、经销商面临限期付款否则订单作废的“最后通牒”……可谓“乱”象环生。澎湃新闻数据显示，光伏发电1-4月份的新增发电装机容量近105万吉瓦，同比增速高达74.6%。而仅4月单月光伏新增装机就达到了45.22吉瓦，同比增长215%。
这场“抢装”盛况直接刺激了光伏产业链全线涨价。3月份，组件价格环比涨幅超过30%，分布式组件均价涨至0.76元/W，头部企业报价甚至重回0.8元/W时代。但随着“抢装潮”的结束，终端需求迅速缩减，各环节价格又随之大幅下跌，组件价格跌破0.7元/W关口，电池价格跌破0.3元/W。当“潮水”褪去，光伏行业将直面市场化的考验，未来的竞争焦点将转向技术降本增效、提升消纳能力等。
储能领域同样经历着根本性变革。“136号文”明确规定“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，此前“建而不调、建而不用”的强配储时代或将彻底终结。这意味着储能产业将由“政策驱动”向“市场驱动”转型，需积极探索峰谷套利、容量租赁等全新商业模式。
“136号文”更像是一份宏观蓝图，只定下新能源上网电量入市交易的大方向和电价结算的基本框架，但具体怎么算账、怎么执行，全交给地方各省“自由发挥”。目前，山东率先公布全国首个省级实施细则，“双管齐下”落实“存量保稳、增量竞优”。其中，存量项目机制电价按国家政策上限执行，统一为每千瓦时0.3949元（含税）；广东紧随其后，虽未明确存量电价，但对增量项目提出了新要求，需重新备案并设定12-14年的执行期限，且侧重与消纳责任权重衔接；南方电网为落实“136号文”精神，要求南方五省自2025年6月起执行现货长周期结算试运行，推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场……虽然内蒙古自治区发改委还未正式挂网文件，据多家行业媒体公开的信息，蒙东地区或将率先明确新能源“机制电价”标准，纳入机制的电量机制电价为蒙东煤电基准价0.3035元/千瓦时，同时设定现货市场价格浮动区间为-0.05元-1.5元/千瓦时；最近网传的广西“136号文”已经被广西发改委辟谣，目前还没有正式文件上报审批……
业内专家指出，当市场化电价逐步向发电成本靠拢，行业高质量发展正推动投资逻辑从“规模优先”向“量价协同”转变。政策冲击下，企业生存逻辑发生根本转变，如固定电价保障消失，市场化电价波动成常态；度电成本取代装机规模，成为电站投资的首要考量；精细化运营直接关联交易盈亏等。
跨过6月1日这道“分水岭”，新能源产业将正式告别“保量保价”的温室时代，踏入市场化竞争的深水区。改革初期的阵痛在所难免，企业需要通过技术创新和商业模式优化，才能在市场化浪潮中站稳脚跟。
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