2025年1月27日，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，下称“136号文”）。136号文提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制。对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。由此，新能源项目的开发将面临完全不同的环境及经济模型。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，做好新能源项目的开发工作，成为行业关注的焦点。本文将结合具体实际数据，详细解析136号文背景下增量项目开发受到的影响及应对策略思路。
作者单位：龙源电力海外投资有限公司 文：刘晨曦 来源：《风能》
政策影响分析
新能源电量全面入市，倒逼电力现货市场建设提速。短期看，新能源全面入市初期，由于市场竞争和新能源发电的波动性等，新能源上网电价下行概率较大，投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性会受到影响，部分存量保障性项目的收益可能下滑。长期看，各省级实施细则明确后，“多退少补”的差价结算机制将为新能源项目提供“价格锚点”，可稳定企业收益预期，一定程度上减少市场电价大幅波动带来的风险。电力市场将呈现交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。
一、从市场发展看，电力市场建设将加速，营销能力成为企业间的重要差异化竞争手段，开发建设以电力交易为目标开展，呈现交易核心化
新能源电量全部进入市场，标志着超过80%的装机容量和将近80%的电量上网电价完成了市场化改革。
1.新能源市场电价机制与现货市场发展态势
目前，在新能源装机占比大、电力供需形势宽松、用户侧用能成本压降迫切的区域，新能源已基本全电量入市，无保障性电量，机制电价可能存在落地困难或者保障力度微乎其微。在其余区域，机制电价机制是过渡手段，机制电价水平将逐年降低，直至趋同市场交易均价，相应的保障量将逐年缩减，保障期限预计最多持续至2030年。同时，新能源全电量入市将倒逼现货市场建设加速推进，对新能源，尤其是包含分布式在内的光伏冲击明显，风电在不同省份则呈现差异化。136号文提出，原则上2025年年底前各地应开展现货连续结算试运行。按照各省级现货市场建设方案，自3月起将有超过20个省份开展现货长周期结算试运行，2025年年底前除西藏外均具备现货市场正式运行条件。
自《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）发布后，我国电力现货市场在多省（区/区域）“全面铺开”。截至目前，山西、广东、山东、甘肃等4个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行。蒙西、浙江、安徽、陕西已开展连续结算试运行。
黑龙江、河北南网、福建、江苏、湖北、湖南、河南、辽宁、宁夏、重庆和南方区域等省/区域电力现货市场已完成整月及以上长周期结算试运行。
2.新能源全电量入市，交易策略与收益保障新变局
新能源全电量入市后，在新能源占比高的区域现货市场中，新能源成为边际机组的时段将增加，交易策略对收益的影响会更加明显，交易均价跑赢市场均值是“王道”。在新机制下，新能源实际收入为市场交易收入与差价合约收入之和，营销能力成为新能源差异化竞争的重要手段，是收益的重要保障，先天条件好的场站通过市场交易将其优势充分变现，位置与特性相对劣势的场站，通过交易能力弥补，减小电价差距。
现货限价拉开，甘肃、青海、新疆、安徽、湖南、广西、海南、贵州、云南等地区的现货上限价格将显著提高，价格下限下探至负值（-0.2元/千瓦时左右，浙江），未来“负电价”将愈发常见，光伏受到较大冲击。短期内，火电靠自身灵活性可能获得更多的收益。市场中的调节性资源（煤电、储能等）将因为新能源入市受益。中长期市场不强制要求新能源高比例签约，新能源交易的自主性增加，但在现货市场价格低迷的区域，新能源也面临签不到中长期合约，大量电量暴露在现货市场的风险（如2025年山西、陕西、甘肃、新疆、宁夏等区域）；机制电价覆盖的电量仅参加一次差价结算，纳入机制的新能源可不参与日前市场，将减少偏差影响（测算分析可提高收益0.02~0.1元/千瓦时）。
二、从业务类型看，入市已成定局，各类电源模式重新洗牌，总体呈现了风光差异化、储能价值化、模式多元化
各地积极落实“加快放开各类电源参与电力现货市场”，风光项目受到同时率影响，收益差距巨大，不可同日而语。集中式新能源、分布式新能源、独立储能、虚拟电厂等市场主体陆续进场，并在越来越多地区以报量报价的方式参与现货交易，或自主选择报量报价或报量不报价的方式。核电、水电、抽水蓄能也在更多地区参与现货交易。新能源电价全面市场化，还将加快其他电源品种价格市场化进程。根据国家发展改革委价格司的安排，今年年内将陆续推出储能、抽蓄、大基地、源网荷储一体化价格机制，以及核电、水电、气电上网电价市场化改革方案。
1.在新能源投资领域，呈现风强光弱的差异化
在新能源全面市场化交易后，光伏电价将受较大影响，因其发电全部集中在白天，导致供需失衡，电价波动大（如山东的光伏现货电价常低至0.1元/千瓦时）。而风电电价相对稳定，因其发电分布更均匀，夜间还可补充基荷，电价波动较小[如风电装机比例最高（33.37%）的省份内蒙古，风电的现货电价稳定在0.2~0.3元/千瓦时]。从交易均价上来看，风电的价格会有小幅下调，但基本趋势依然稳定，尤其在中东南部等负荷大、装机比例小的省份，项目收益依然可观。
目前，我国光伏装机总量为88666万千瓦，近三年增长率均超30%（2024年为45.2%），发电量在2024年增长了43.7%；风电装机容量为52068万千瓦，2024年的增长率为18%，发电量在2024年的增长率为12.5%。
目前，业内主流投资主体放缓投资节奏，希望政策企稳后再推动相关工作，但随着政策解读和对行业预判认识逐步统一，在开发阶段的争抢依然激烈，尤其是一些资源比较优势强的项目会更具市场价值。此外，随着电力市场暴露出的光伏同时率高的问题，新能源领域的投资将集中在风电领域。
2.源网荷储领域将迎来新一轮开发机会
在新能源全面市场化交易后，源网荷储、零碳园区等商业模式将迎来开发机遇。政策层面，国家推动双碳目标，鼓励绿色电力消费和分布式能源发展；高耗能用户为满足碳减排要求，急需低成本、稳定的清洁能源。源网荷储通过灵活调节供需，零碳园区整合分布式资源，可有效降低用电成本，满足政策与市场需求。发电企业在电价波动的前提下，逐步认可了通过长协、直供等模式的商业模式。预计在电力负荷高、出口需求高的省份将出现大量的开发机会，但要做好负荷的筛选和商业模式的设计工作。有关部门正在着手制定关于直供、备容、高比例电量长协交易等相关政策，为绿电多场景应用发展保驾护航。
2024年中央经济工作会议于2024年12月11—12日召开，明确提出了2025年的九大工作任务，其中一个任务为“建立一批零碳园区”。这是中央经济工作会议首次提及零碳园区，为未来的零碳园区建设提供了政策指导。
3.储能领域将会走出先抑后扬的发展趋势
短期内，随着政策取消强制配储，会出现储能产能过剩的情况；但长期来看，随着新能源渗透率的提高和储能价格保障政策的逐步落地，储能将在新型电力系统中发挥不可替代的作用，整个市场又将呈现上行趋势。目前看，山东、山西等电力现货市场发展相对超前的省份，储能装机动力相对较足；内蒙古、新疆、宁夏等风光大省（区），储能承担消纳功能，但碍于价格机制及用电价格的问题，储能会在短期之内有所回调，后续会在网侧及大规模源网荷储等场景方面发力；新能源装机占比高，对电网架构稳定性需求高的青海、河北等省，也将有发展潜力。
《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》明确提出提升电力系统灵活调节能力，推动储能规模化发展。政策鼓励新型储能技术应用，支持源网荷储一体化项目，并完善储能参与电力市场的机制。
三、从开发逻辑看，新能源电量全面入市，突破项目收益模型，项目开发从简单的追求消纳和发电量，到追求电力市场价值，呈现资源比较化和成本敏感化
新能源全面入市推动现货市场建设，将通过价格及交易反映电力供求关系，新能源收入从传统的“固定保障性收益+辅助服务分摊”转变为“市场化交易收益+差价补偿收益+辅助服务分摊”的三元结构。资源的遴选逻辑发生了变化，在同一区域内（一省级电网）优质资源的价值存在三方面比较：
1.资源判断从追求高发电量变为追求发电时数
在电力现货市场中，低风速时段发电能力强多发出的电量对应价格高，价值体现为丘陵或海边项目>平原项目>山地项目。
2.接入判断从追求消纳和接入到追求可调度性
随着现货市场的逐步完善，对电网调度的响应能力将决定项目能否在高电价时段获得更多的上网电量。接入点给项目提供的价值为负荷中心变电站（工业大市）>主网架汇集站（500~220kV）>变电站（220kV、110kV）>电网末端。
3.收益判断从追求收益率到追求度电成本LCOE
在电量全面入市交易时代，LCOE能更好地反映项目的市场竞争力。一方面，通过比较同区域项目LCOE，较低的项目更具市场竞争力；另一方面，在为子项目设置报价底线的同时，可以帮助估计其他企业报价水平。应在开发、设计、建设、运营等方面全面坚持专业化，做好管理提升。
新能源开发工作的应对措施
在项目开发方面，为拥抱新能源全面入市带来的发展机遇，本着“系统布局”“重兵投入”“专业开发”“多元开发”的原则，开发方面应当做好选择、开发和谋划三方面工作，具体措施如下。
一、选，做好区域选择、探索业务模式的多元化
项目遴选是整个开发工作的基础。要做好区域筛选和项目选定，充分考虑电力市场对项目带来的影响，根据2024年各省份能源数据的统计结果，按照常规风电、源网荷储、储能等模式开展相关业务。
1.区域筛选
未来，交易电价高的省份有两个特征：一是用电量大、新能源占比少，二是风电少、光伏多。储能资产价值高的省份特征包括：电力市场开放度高、新能源比例高（尤其光伏）。
在风电项目方面，如表1所示，江苏、浙江、安徽、山东、河南、湖北、四川、云南、河北南部等用电量大、风电装机比例小的区域，将会因风电交易价格高、资源好成为优质资源区，适宜风电项目的开发；东北三省由于火电价格高、装机比例高，会为电力市场提供一个价格锚点，考虑到当地优质资源条件及吉电入京等通道建设，也具有可观的开发价值；四川、云南、青海三个水电大省中，四川、云南资源好，在电价下行的条件下仍有较好的项目收益，但需要优选资源，精准控制总投，青海等风能资源较差、光伏占比超50%的区域，开发潜力不足。
在源网荷类项目方面：如表2所示，用电量增幅大、GDP增速高且电价高的江苏、安徽、湖北、四川、云南，适合开发零碳园区类项目，争取通过绿电直供或直送模式，降低用户的用能成本。内蒙古、新疆等地虽然电力需求旺盛、高耗能企业多，但考虑到新能源电价低、装机增速快，需要提前落实资产退出通道（比如，与基金合作）。
在储能项目方面，江苏、山西、河北北网、安徽、山东、河南、广西等负荷大、煤电成本高、新能源比例高的省份更适合储能项目的开发。
2024年，如表3所示，我国已建成抽蓄电站累计装机5869万千瓦，同比增长15.2%。据不完全统计，至少还有3000万千瓦抽蓄处在核准在建状态。储能选址过程中要注意跟抽水蓄能的差异化布置，抽蓄在电网中发挥的主要作用为长时储能。《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，“在统筹安排各类调节资源建设规模基础上，结合系统供电保障和安全稳定运行需要，优化选择适宜新型储能技术，高质量建设一批技术先进、发挥功效的新型储能电站。”“电力调度机构应结合本地实际制定新型储能调度运行细则，明确新型储能的调度关系。优化新型储能调度运行，发挥移峰填谷和顶峰发电作用，增强本地电力供应保障能力，实现应用尽用。在新能源消纳困难时段优先调度新型储能，实现日内应调尽调，减少弃风弃光。”
2.项目筛选
风电项目筛选：对于风电项目的筛选，应综合考虑资源和接入条件，按照本文前述的选择基本原则。在资源方面，尽量选用平原缓丘（如邯郸）、沿海滩涂（如沧州）有具体气候加成的风电场，对于平原风电尽量利用高切变利用技术；接入条件尽量选择如邯郸、唐山、大庆等一类的工业大市周边布局，并接入主网架。
源网荷类项目筛选：应优选合作方，尽量选择数据中心一类，对电价接受度高的高能耗企业合作；对于零碳园区项目，应甄别园区规划，尽量选取负荷弹性、附加值高的园区合作，应争取与地方政府和专业的园区运营方合作，确保电费回收和升级利用。
储能项目筛选：应在相应省份，相应节点做前期储备。例如，在云南、江苏、山西等有前期工作基础的区域先行储备，等待建设。过程中应做好与电网公司的沟通，在电网调峰需求高的区域做选址，确保调用次数。
二、开，理性面对市场环境，抓住开发窗口期，做好项目开拓
新能源项目全面入市后，开发市场会短暂遇冷，央（国）企的投资犹豫和决策动力不足将在半年至一年内传递至一线开发人员、居间方和地方政府。未来，预计指标配置的市场会更规范，企业有强大的品牌效应才能支撑指标的获取。应当抓住今明两年的窗口期，尽快在行业内抓住一批项目，树立公司市场敏锐的品牌。
在已布局区域：如目前已经选定的云南、四川、黑龙江、河北、北京等区域，价格均比较稳定，资产价值的比较优势依然明显。应继续加强投入、深耕细作，深入挖掘和整合资源形成基地化的开发模式。探索新业务形态，将零碳园区、源网荷储、绿色算力等模式植入优势区，深入挖掘其供能市场。
在未开拓区域：在风电项目交易电价比较坚挺的区域（如江苏、浙江、安徽、山东、河南、湖北），应抓住即将到来的开发窗口期，在其他企业犹豫和退出的同时，及时跟进、加强投入，通过真诚作风和专业能力，打动地方政府，解决其在电力入市下面临的问题和困境。
三、谋，拓宽合作、加强自身，做到风险变机遇
为应对资源比较化、成本敏感化、模式多元化的开发新局面，一方面，应加强公司自身专业化建设；另一方面，应拓宽合作渠道、探索商业模式，与金融资本、政府平台、用能企业、技术平台等充分合作，快速建立应对多元化的业务能力和商业模式。
1.做好团队建设
为应对日趋复杂的开发环境，应同步加强团队的前、中台建设，做成灵活性组织，体现专业化和效率。开发团队需要具备获取、公关、方案、跟进能力，应组成前台业务强、中台专业强的业务模式。在专业能力上，除了需要坚持完善传统能源项目规划选址、合规手续能力，还应建立对政府、对平台公司、对用能企业的电力系统、电力交易、综合能源解决方案、储能项目规划等能力，为多元化的市场开发做足准备。
2.挖掘新的合作伙伴
在新能源全面入市的背景下，需要找寻三类合作伙伴：第一类是有实力的、对绿电需求大的高耗能企业，如字节跳动、阿里巴巴、腾讯等，通过源网荷储方案对冲市场波动带来的风险；第二类是手握资源、对绿电有需求的园区运营公司和政府平台公司，通过零碳园区方案，挖掘供电侧的利润；第三类是拥有新型电力系统需求的技术合作伙伴，如科研院所、规划设计单位等单位。
结语
本文中的影响分析及建议措施，都是基于目前我国电力系统基本现状及136号文的规定。由于电力系统技术进步及相关规则的调整，都会对新能源的开发建设产生影响，136号文也仅为新能源市场进展过程中阶段性的政策措施，因此，相关的分析和建议仅仅适用于现阶段的情况，同时也有一些特殊情况并不在本文分析的范畴内，故此，本文的分析及建议仅供相关专业同行参考！
原标题：《风能》产业|新能源上网电价市场化改革带来的开发机遇与挑战
