136号文对新能源市场化交易有哪些影响

我国新能源产业发展的历史背景

新能源产业在国内历经近二十年高速发展，规模已从“微不足道”成长为“举足轻重”。截至2024年底，全国新能源累计装机容量已达14.5亿千瓦，占全国总装机容量的42%，超越煤电成为电力系统第一大电源。2024年新能源发电量达1.84万亿千瓦时，同比增长25%，对发电量增长的贡献率超过60%，占总发电量的18.5%，同比提高近3个百分点。展望未来，我国新能源发展规模将继续保持高速增长态势，预计“十五五”期间，我国新能源将继续保持年均3亿千瓦的增长速度。初步测算，2030年全国新能源装机规模有望达到30亿千瓦以上。

政策机制方面，2006年1月1日实施的《中华人民共和国可再生能源法》，明确了可再生能源上网电量的全额收购制度。2016年3月24日，国家发展改革委印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，我国可再生能源发电全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”。可再生能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价，可再生能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合的方式消纳。复盘我国新能源政策近二十年的发展轨迹，可以窥见新能源消纳制度的与时俱进，而这也是由产业自身发展水平决定的。

若对新能源产业保持计划体制下的“金汤匙”喂养模式，造成的弊端也日益凸显——

扩张速度过快，电网消纳困难

在固定上网电价或保障性收购政策下，随着新能源成本断崖式下降［以陆上风电为例，根据最新数据，2025年陆上风电的平准化度电成本（LCOE）范围约为0.123—0.253元/千瓦时，其中西北地区最低约0.15元/千瓦时，南方丘陵地区可达0.25—0.3元/千瓦时，平均成本约0.188元/千瓦时］，相比于0.4元/千瓦时左右的保障性收购价，存在显著“超额利润”。这诱发了“跑马圈地”式的盲目投资，部分企业受补贴驱动蜂拥而上，导致局部地区装机远超电网消纳能力，造成新能源的规模化发展和电网消纳利用之间的矛盾，大量电力资源严重浪费。

价格信号缺失，调节成本难回收

新能源未全面参与市场，其波动性出力所需的系统调节成本（主要依赖煤电、储能等）无法通过市场机制有效传导和回收。同时保障性收购制度未通过市场交易形成价格，缺乏真实的价格信号引导投资选址，加剧了系统平衡困难。

市场机制扭曲，双轨制矛盾加深

2016年，我国开始对可再生能源推行“全额保障性收购与市场化消纳”双轨制模式，后逐步转变为“保障性收购和市场化交易”并行模式。但随着新能源的高速发展，矛盾也日益凸显：其“市场化”部分本质仍是锚定政府核定的当地煤电基准价上下浮动，并非真正的市场定价。大量新能源电量游离于现货市场之外，未能通过现货市场交易形成价格，导致市场价格难以真实反映电力供需。

配套政策影响其他产业发展

以“强制配储”政策为例，2017年6月，青海省发展和改革委员会印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照建设规模的10%配套建设储电装置。以该文件的发布为标志，此后数年间尤其是“双碳”目标提出后，先后有20多个省区市效仿跟进强制配储。然而，一方面，强制配储拉高了新能源的投资、增加了运维成本，另一方面，政策红利催生低端产能过剩，一配了之、配而不用等问题层出不穷，且部分企业为达标选择采购低价低质储能设备，安全事故频发，低价竞争让储能行业陷入“劣币驱逐良币”的恶性循环，一定程度上影响了储能产业健康发展。

136号文的出台，是新能源产业高速发展的必然要求，是解决深层次矛盾的迫切选择，更是构建新型电力系统和全国统一电力市场的关键一跃。它标志着新能源实现了“价补分离”，正式成为与火电等常规电源同台竞技的市场主体。

136号文搭建的核心机制分析

136号文的核心改革思路是“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”，构建了清晰的制度框架，核心机制及作用体现在以下几个方面——

电量规模方面

存量项目：由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。

增量项目：每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

核心作用：存量项目可在规模范围内，自主设定执行保障机制的电量比例，体现渐进调整思路，鼓励存量项目通过技术升级（如设备更新改造）提升市场竞争力，逐步主动融入市场竞争，为未来市场化奠定基础。增量项目由地方综合考量多种关键因素审慎确定，并建立动态调节机制，旨在避免市场剧烈波动，确保平稳过渡，又为项目参与市场竞争预留灵活空间。

机制电价方面

存量项目：按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

增量项目：由各地每年组织已投产和未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

核心作用：存量项目严格锚定当地煤电基准价执行现行政策，确保平稳过渡；增量项目则通过市场化竞争形成价格，同时在初期允许设定竞价下限以引导理性竞争、避免市场失序，从而在保障公平准入与成本约束的前提下，推动增量电价形成机制向更加高效、市场化的方向演进。

差价结算机制方面

对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算，确保机制运行兼具市场弹性与总量约束。

核心作用：一方面稳定存量项目预期，对于存量项目以“稳”为主。强调纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接，保障已建新能源项目按原收益预期基本稳定运营，保障合理收益，避免政策突变风险，稳定市场信心，为后续改革提供缓冲。另一方面，引导增量项目竞争，对于增量项目以“竞”为主。增量项目的机制电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价则通过市场化竞价确定。即造价低、选址优（电网接入条件好、与负荷曲线匹配度高）、效率高、技术先进的新能源项目将更具竞争力，获得更高结算电价的可能性更大。这将倒逼企业降本增效，推动技术进步，充分体现市场竞争和效率导向。

其他配套措施方面

叫停“强制配储”：明确“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”。

核心作用：储能配置回归市场驱动，由企业根据实际需求和市场规则自主决策（配不配、何时配、如何配、配多少）。储能设施通过参与市场报价（如报量报价参与辅助服务、能量市场）体现价值、获取收益，解决“强配不用”问题。

综上所述，136号文所规定的新机制实际上构建了一个非对称风险收益结构，下行风险有限（不低于机制电价），上行空间可控（部分保留超额收益）。这种设计既避免了企业因市场波动而出现较大亏损，又保留了通过优化运营提升收益的可能性。

各省的差异化落实方案分析

136号文是全国性的框架文件，其生命力在于省级层面的精准落地。文件明确要求各省级价格主管部门会同能源、电力运行主管部门在2025年底前制定并实施具体方案。截至2025年8月，全国已有山东、广东、湖南、新疆维吾尔自治区、蒙西、蒙东、浙江、上海等地发布了正式实施方案或通知，山西、辽宁、甘肃、海南、宁夏回族自治区等地处于征求意见阶段。

机制电价方面，各省区市存量项目机制电价区间为0.2595元/千瓦时至0.4530元/千瓦时，其中广东省存量项目机制电价最高（0.4530元/千瓦时），宁夏回族自治区存量项目机制电价最低（0.2595元/千瓦时）。各地增量项目机制电价竞价下限区间为0.1500元/千瓦时至0.3500元/千瓦时，竞价上限区间为0.2595元/千瓦时至0.4530元/千瓦时，其中新疆维吾尔自治区增量项目机制电价竞价下限最低（0.1500元/千瓦时），广东省海上风电增量项目机制电价竞价上限最高（0.4530元/千瓦时）。从长期来看，增量项目竞价上下限处于变动之中，如辽宁省在《辽宁省新能源增量项目竞价方案（征求意见稿）》中已明确后续视情况取消增量项目机制电价的竞价下限。

机制电量比例方面，各地对存量项目机制电量的安排范围为10%至100%，如广东省为110千伏以下的存量项目安排100%机制电量，宁夏回族自治区对存量的集中式光伏、风电项目上网电量中纳入机制电量的比例各为10%。各地对增量项目机制电量的安排范围为10%至90%，如浙江省和宁夏回族自治区为增量项目安排10%机制电量，广东省为110千伏以下的增量项目安排90%机制电量。

综上所述，各地在具体落实136号文全国统一的政策要求方面呈现出显著的差异化特征。各省在机制电价、电量比例、执行期限等核心要素上的不同安排，既反映了地方资源禀赋、电网结构、消纳能力、经济水平等方面的差异，也体现了其在平衡政策过渡与市场稳定之间的审慎考量。例如，甘肃的“火储同补”容量电价机制、山东的“申报充足率”机制、山西的容量补偿机制拓展等特色政策，为全国新能源市场化改革提供了有益借鉴。这种差异化的施策，一方面有利于政策平稳落地，避免“一刀切”带来的系统性风险，促进新能源产业的健康发展；另一方面也对省级能源主管部门的政策设计与执行能力提出了更高要求。未来，随着电力市场建设的深入推进和新能源成本结构的持续变化，各省仍需动态优化实施细则，逐步缩小政策差异，推动形成更加统一、开放、竞争有序的全国新能源市场体系，为实现“双碳”目标和构建新型电力系统提供坚实支撑。

136号文对新型电力系统的建设与发展的影响

136号文的影响远超价格机制本身，将深刻影响整个新型电力系统的建设与发展——

新能源企业将从“圈地者”转变为“经营者”

对于新能源企业而言，随着新能源全面入市，新能源电站的收益结构将从“保障性收入（为主）+市场交易收入”转变为“市场交易收入（为主）±差价补偿收入”，项目前期需结合市场竞争情况进行更精细化的成本效益分析，项目规划从单一的“用地便宜”向“技术成熟、经济性好、源荷匹配强”等多元因素转变。随着全国各省级电力现货市场建设全面铺开，不少省份不再对中长期签约比例进行限制，或者直接取消中长期市场签约比例要求，大量新能源电量将暴露在现货市场之中。在现货限价拉开趋势下，市场价格波动会增大，更加考验企业电力交易的策略与能力。未来，于新能源企业而言，其对于电力市场运行规则的理解、负荷与价格预测、报价策略、风险管理能力将成为核心竞争力，长期依赖固定补贴的“躺平”模式终结。

煤电企业被迫加速向“调节型电源”转型

对于煤电企业而言，新能源市场化竞价形成的“地板价”效应，将拉低电力市场整体出清价格。煤电即便参与报价竞争，也需被动接受更低的边际收益。新能源凭借低边际成本获得市场优先调度权，煤电利用小时数预计将进一步下降，而依托自身成熟度与调节能力，通过市场化优化资源配置，其核心价值将更多转向提供可靠容量保障和灵活调节服务。另外，基于国家发展改革委和国家能源局于2023年底联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行两部制电价政策，加之136号文的发布，将加速推动煤电向“基础保障性与系统调节性电源并重”的方向转型。

新型储能企业有动力将推动行业向高质量发展

对于新型储能企业而言，136号文叫停强制配储并非否定储能价值，而是转向更精准的政策激励。这种政策转向为储能发展提供了新方向与新动力，随着“强配”枷锁解除，其获得独立市场主体地位，可通过参与能量市场（峰谷套利）、辅助服务市场（调频、备用）、为新能源或用户提供合同服务等多种渠道，根据经济性自主决策配置、获取合理收益。市场将筛选出真正具备技术、商业模式竞争力的储能企业，野蛮生长和低效投资将受抑制，行业终将回归理性。

电网企业将向“保障性、支撑性”角色演变

对于电网企业而言，建立新能源可持续发展价格结算机制，电网企业作为结算和合同签订等相关工作的主体，其对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集，愈发提升新能源交易灵活性，增强市场活跃度。同时，新能源的随机性、波动性与间歇性将大幅增加电力系统的调节压力，或将倒推电网企业提升数智化技术应用水平，从而进一步提升对新能源发电的预测精度和电网运行管理效率，以更好地适应新能源大规模接入和消纳。

新能源全面入市，是我国新型电力系统建设和电力市场化改革进程中一场深刻的变革。136号文及其各省落地实施细则政策，不仅关乎新能源产业的未来，更牵动着煤电转型、储能发展、电网运营、用户受益乃至“双碳”目标的实现。这场变革充满挑战，新能源企业需断奶自强，传统电源企业需涅槃重生，市场规则需精雕细琢，省级落地需因地制宜。但也孕育着巨大的机遇，一个更高效、更清洁、更灵活的新型电力系统正在市场化的熔炉中加速锻造。告别“政策温室”，闯荡“市场江湖”，新能源的航船已驶入深水区，唯有各方凝聚共识，协同发力，方能穿越激流，抵达高质量发展的彼岸。