数字储能网讯：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”），以市场化改革为核心抓手，推动我国发电侧80%左右装机容量、接近80%发电量及用户侧80%左右用电量入市。
136号文落地10个月以来，全行业加速适配市场化发展步伐，主动融入多元交易体系，各地亦立足实际，因地制宜出台配套承接方案，这些方案均围绕两大核心维度有序构建——其一，建立新能源电价保障机制，明确覆盖存量与增量项目的“托底”机制电价，为新能源项目筑牢基本收益底线；其二，持续优化市场化交易体系，进一步完善中长期交易、现货市场、辅助服务等多元交易机制，强化价格信号对资源配置的引导作用。
竞争之下，项目收益日益分化，具备“造价低、效率高、区位优”特质的项目，方能获得市场竞争力。站在年度拐点回望，行业“破内卷”与“适应市场化”的步伐齐头并进，展望前路，唯有充分释放价格信号的导向效能，推动规划与市场精准对接，才能在规划引导与市场驱动的协同下，为能源转型注入稳健动力。
新能源全部入市
136号文的核心任务之一是“建立健全支持新能源高质量发展的制度机制”，各地承接方案通过“全面入市+机制电价”建立新能源电价制度，前者为市场化“破冰”，后者为投资者“托底”，以此推动新能源入市交易。
云南交投集团公路建设有限公司高级工程师胡彪根据各地基于已公示的2025~2026年首轮竞价结果，进行了相关梳理分析。
根据《中国电力企业管理》发布的《变局与破局：136号文细则分析及新能源运营建议》，以山东、云南、甘肃为例进行了深度分析。
从竞价结果看，一方面，供需关系对竞价结果产生影响。
山东光伏供需失衡显著，风电供需相对宽松。光伏参与竞价项目数量多，申报充足率高达300%，市场竞争异常激烈，直接导致光伏机制电价被大幅压低。风电市场2025年下半年风电投产项目相对较少，项目储备规模未满足竞价数量需求，供需关系较为宽松，使得风电机制电价相对更高。
云南全省共有529个新能源项目参与申报，中标项目509个，整体竞争程度相对缓和，未出现明显的供需失衡问题，电价保持稳定。
甘肃风光同场竞争，价格触底。风电、光伏采用同场竞价模式，市场竞争充分，最终机制电价降至竞价下限0.1954元/千瓦时，反映出区域新能源项目供给与消纳空间的供需格局。
另一方面，电力市场结构对竞价结果产生影响。
山东系统调节能力不足，出力与负荷错配。山东新能源出力与负荷需求匹配度不足，系统调节能力面临挑战，2025年“五一”假期期间，实时市场和日前市场分别出现46小时、50小时的负电价。风电白天夜晚均可出力，在早晚负荷高峰时段能有效发挥支撑作用，现货市场结算价相对较高；光伏出力时段集中，午间光伏大发时段常出现电价大幅下跌甚至负电价情况，导致现货市场光伏结算价偏低。
云南新能源消纳条件相对较好，新能源电价能够维持在较高水平。甘肃采用风电、光伏同场竞价的市场结构，竞争机制直接推动价格下行至竞价下限，反映出区域市场结构对新能源电价的直接导向作用。
市场机制革新
136号文的核心任务之二，在于通过“完善现货市场交易和价格机制”“健全中长期市场交易和价格机制”，推动新能源上网电价全面由市场形成。各地承接方案同步协同，其中，山东、四川和辽宁具备典型性。
现货市场方面：
中长期市场方面：
辅助服务市场方面：
容量补偿机制方面：
“十五五”投资新范式
新能源投资决策正从传统资源导向转向市场导向，电力市场通过价格的时间信号和位置信号深度影响投资行为。
136号文发布后，未来新能源电站如何测算收益？投资决策以什么作为参考标准？引起广泛讨论。《中国电力企业管理》发布《新能源新政新焦点：增量项目如何进行投决？》，对此进行了解答。落地十个多月以来，其核心观点正在被市场实践所验证。
文章指出，对新能源项目的收入预测主要是对未来电力现货市场进行预测，也就是需要对新能源参与电力市场后的“量”和“价”进行预测，进而预测新能源的现货收入。新能源的量和价都是在整个市场中形成，一方面，上网电量受到电力系统整体的平衡能力以及输送能力影响，另一方面，电价是由市场供需决定的边际电能电价和电网通道决定的阻塞电价共同构成。因此，对新能源“量”“价”的预测，不能仅仅孤立地考虑新能源场站本身情况，而是要对整个电力市场的运行和电价进行预测。由于现货市场中实时市场的运行逻辑、优化出清和价格机制由严格的数学模型支撑，人为干预的成分最少，这就为我们开展未来市场的预测提供了“有迹可循”的技术基础（竞争充分、设计合理的日前市场价格会向实时市场价格耦合）。
换言之，相较于过去“保量保价”模式下的规模导向，如今的收益逻辑已转变为“何时、何地发电”：负荷中心因供需紧张，实时电价远高于非负荷地区；而电网拥堵节点可能产生高昂阻塞成本，导致“有电发不出、发电不赚钱”。这使得投资选址必须系统研判区域供需形势、电网结构，位置因素直接决定项目市场价值。同时，电量预测受系统平衡能力和输电通道限制，电价则由边际价格与阻塞价格共同决定，倒逼投资者跳出单一资源评估思维。
短期市场已显现清晰投资倾向。胡彪分析，受136号文推动，光伏因出力同时性强，面临显著“自我侵蚀效应”，部分缺乏竞争力项目被清理；风电则凭借出力时段优势，投资规模回升，上游设备价格企稳。但需警惕的是，风电当前优势具有阶段性，随装机占比提升，仍将面临类似的市场折价压力，“以量补价”路径已随利用率目标收敛被封堵，投资逻辑彻底转向市场博弈思维。
业内人士预测，“十五五”期间，新能源投资将形成全新范式。宏观布局上，源网荷储深度融合成为核心，100%新能源基地、水风光一体化等复合型项目将取代单一电源开发，统筹送受端责任与源荷互动。资产经营聚焦存量提质，通过老旧电站改造、虚拟电厂聚合调控等手段挖掘剩余价值。投资策略需严防同质化内卷，优先布局具备调节能力的复合型资产，深耕“新能源+”细分赛道。
当前，新能源装机仍受地方规划主导，现货价格信号的导向效能尚未充分释放。未来，需要强化价格机制的资源配置作用，推动地方规划与市场需求精准耦合。唯有让市场信号充分传导，引导资本流向高价值区域与优质项目，才能实现新能源产业平稳演进，为能源转型注入持久动力。新能源投资已告别资源“跑马圈地”时代，进入技术创新、模式重构与系统运营的综合竞赛阶段，唯有契合市场规律与国家战略，方能实现经济效益与社会价值的双重提升。
