136号文余震

136号文影响还在继续，全面入市政策迫使业主方改变新能源投资的底层逻辑，风光储等产业均受到不同程度冲击。这一重要文件的出台给产业带来的余震还有哪些？

（来源：能源新媒 作者：武魏楠 范珊珊）

新疆维吾尔自治区昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县雀仁乡，这个名字长到几乎没有人能够完全正确地记下来的地方，在历史上有些默默无闻。如今，它却在中国能源发展的历史上，留下了浓墨重彩的一笔。

2025年4月2日，随着华电凯升木垒雀仁光伏储能一站并网投运，新疆新型储能总装机规模突破1000万千瓦大关，达到1009.7万千瓦/3371.3万千瓦时，装机规模位居全国前列、西部第一。

依托“入市交易+分时电价+容量补偿”政策组合拳，新疆推动储能产业在近年来步入发展“快车道”。仅2024年，新疆全年就新增新型储能555.3万千瓦/1952.9万千瓦时，同比增长139%。预计到2025年底，新疆新型储能并网规模超过2000万千瓦。

截至2024年底，新疆新型储能并网装机累计达到953.45万千瓦/3177.33万千瓦时，全年充电量达到44.8亿千瓦时，放电量达到38.6亿千瓦时，储能转换效率为86.2%；利用小时数达到1689小时，是2023年同期的3.3倍。得益于新型储能的发展，新疆电网新能源利用率提升3.6%。

不过，新疆储能的高速发展势头，或许要暂时踩下刹车了。

“2月，我们在新疆有一个独立储能项目即将签约。但是2月8日的时候，136号文正式公开。”国内某个头部储能企业相关负责人告诉《能源》杂志记者，“结果投资方看到文件之后，立刻暂缓了项目投资。”

上述负责人所说的136号文，即国家发展改革委和国家能源局发布的《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）。该文件从新能源电量全面参与市场竞争、完善中长期和现货市场交易机制、创新引入新能源差价补偿结算机制，以及促进储能行业高质量发展等多个方面做了详细规定。

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”，彻底终结了2020年开始的“强配储能时代”。虽然云南、贵州等地在136号文后出台的文件提及了“配置储能”，但大范围、全国性的强配还是走到了终结。

随着强配一起终结的，还有独立储能的“容量租赁”的生意。当前，全国独立储能收益几乎高度依赖容量租赁。

上述储能企业所遭遇的情况并非孤例。在《能源》杂志近2个多月的走访中发现，几乎所有的储能企业表示遭遇了类似的项目取消或者暂缓。

储能的遭遇侧面反映出了新能源产业在136号文之后的严峻形势。尽管光伏产业在6月1日前并网政策刺激下出现了不小规模的“抢装潮”，进而有了价格复苏的现象，但一个无人愿意公开表态，却又默认的事实似乎近在咫尺：新能源的“至暗时刻”就快到了。

01

收缩的投资

4月9日，中国电建集团（股份）公司发布的2025年度光伏组件框架入围集中采购项目终止公告，折射出了行业内普遍的投资观望心态。去年11月，在其公布的采标公告中，组件、逆变器招标规模各为51GW。

在最新的公告中，中国电建表示，鉴于近期新能源电价政策调整等因素，导致招标人的采购需求发生了一定变化，故终止采购项目。

和中国电建情况类似，在《能源》杂志的采访中，多位电力央企新能源公司人士均称，136号文后企业的投资规划发生了改变，短期内对新能源投资有所收减或者放缓，在省级政策出台前甚至是“毫无头绪”。

就目前而言，行业内对于集中式光伏项目观望，针对分布式光伏项目投资，企业正在抢装的态势比较明显。一些投资方对项目的单体规模以及收益率提出了更高的要求。

136号文下，未来的电价到底会如何界定、运行，在省级政策出台之前仍无定论。从136号文下发到省级政策出台，将成为投资决策最为艰难的一段时间。确定的收益走向不确定的收益的情况下，任何投资决策都面临着巨大的市场风险。

上述业内人士表示，根据目前各省电力市场运行的情况看，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低，而且我国电力现货市场运行时间还不长，市场规则还在不断完善，未来市场的不确定性非常高。如果不能享受“可持续发展价格结算机制”，对冲市场风险，很多项目就会搁浅。如果没有一个相对确定的项目投资收益模型，电力企业的投资决策也无法进行，也会导致投资停摆。

绿色和平气候与能源项目主任吕歆告诉《能源》杂志记者：“伴随着新能源全面参与电力市场，新能源发电项目从可预期的发电量乘以固定电价转为市场成交电量乘以波动的市场价格，这一转变增加了新能源企业的收益预期的不确定性。”

受到很大冲击的还有储能行业。136号文中反响最大的一条规定是明确“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”，即取消强制配储。

“今年以来，储能招标的活跃度跟去年相比大幅降低。因为强制配储政策的取消，业主方对是否配置储能重新考量。即便是已经招标项目，现在不执行的风险大大增加。”一位储能公司高管悲观地表示。

在近期举办的第13届储能国际峰会暨展览会（ESIE2025）上，多家储能企业均认为，预计新政短期内会对需求带来影响，在抢装结束之后，今年下半年行业将变得青黄不接。

彭博新能源财经日前发布报告展望2025中国新能源市场，称2025年新增储能装机容量预计下降17%，核心症结在于现行电力市场机制下，储能难以通过峰谷价差、容量租赁等途径获得稳定收益。

此外，中国提前6年实现了2030年风光发电装机12亿千瓦的目标。2025年是“十四五”的收官之年，企业在已经提前完成投资目标的背景下，有意放缓了投资的步伐和安排。

2025年下半年，新能源装机量很可能面临急速下滑。这种剧烈波动将给一些企业带来巨大经营风险，到时必将又是一轮惨烈洗牌，对于本以“内卷”严重的上游制造行业无疑是雪上加霜。

02

动荡的产业链

“从2月开始，到处在抢装。特别是分布式，供不应求。”一家光伏设备制造商的销售对《能源》杂志记者说。

5月31日之前的机制电量机会并不是光伏抢装的唯一动力。《分布式光伏发电开发建设管理办法》中的“4·30”大限，更成为分布式光伏的“催命符”。4月30日前并网，还能按老政策执行（比如工商业项目全额上网，电价稳定），享受固定电价。所有人的疯狂可见一斑。

据业内平台InfoLink统计，截至3月6日，国内组件现货价格已经被迅速推高至0.73元/瓦，而前四大厂商的主流报价更是逼近0.75元/瓦的临界点。短短几周内，组件的价格上涨幅度高达1～3分钱/瓦。

而到了4月16日，组件价格依然没有回落的迹象。

InfoLink统计的中国分布式项目双面双玻组件价格的高点依然处于0.75元/瓦，集中式项目的组件价格高点也在0.71元/瓦。

从《能源》杂志走访调研的情况来看，分布式光伏的抢装情况最为突出，部分集中式电站也有抢装的情况。在绿色和平组织的中国省级绿色电力市场建设与企业参与研讨会上，就有电力系统内的嘉宾明确表示：136号文之后，分布式光伏受市场化影响最大，未来增量项目需要与集中式光伏同台竞价，收益模式将发生显著变化，发展速度或趋缓。

电站的抢装又带动了储能的抢装。“在大量项目被暂停和取消的同时，也有很多项目在抢装。”有头部储能集成商负责人告诉《能源》杂志记者，“业主对于5月31日时间点有强制需求。供货压力实际上非常大。”

整个2024年，光伏产业链价格全线崩跌，多晶硅、硅片、电池片及组件价格较2023年高点下降35%～50%，其中组件价格一度跌至0.6元/瓦，击穿企业现金成本，导致隆基、通威等头部企业全年亏损超百亿元，中小厂商更是大规模退市或破产。行业陷入“内卷式”低价竞争，企业为争夺订单不惜亏本投标，进一步加剧了市场混乱。

突如其来的抢装潮，让整个2024年饱受业绩亏损折磨的光伏行业暂时有了喘息的机会。但这样的机会注定不会长久。“实际上，抢装潮最多只能帮大家清理一点库存。但库存问题反而是行业里最小的问题。”业内人士表示。

从2023年光伏产能过剩暴雷开始，整个行业就问题频发。2024年至2025年，中国光伏产业链经历了深度调整与结构性变革，行业在产能过剩、价格暴跌、政策转向和技术迭代的多重冲击下破碎不堪。

相较之下，储能产业的问题虽然没有那么突出，但也不容忽视。2024年全球储能电芯产能达750GWh，但实际需求仅266GWh，中国产能占比超90%。供需失衡引发价格崩塌，2025年电芯价格跌至0.3～0.4元/Wh，较2023年初缩水三分之二，储能系统最低报价甚至下探至0.417元/Wh。

中小企业因缺乏规模效应，毛利率被压缩至5%以下，超3万家企业倒闭注销，还有厂商因债务问题退出市场。价格战还衍生了质量隐患，部分企业通过减配设备降低成本，导致温州储能火灾等安全事故频发，进一步削弱了市场信心。

无论是光伏还是储能，所遭遇的市场困局都需要系统性地修复。显然，短暂的抢装潮带来的价格回暖或者复苏，并不是行业良药，甚至可能是一剂毒药。

“抢装结束之后，三季度一定会是一个很惨的装机淡季。”有分布式光伏开发企业人士表示，“至于四季度，要看各省的政策情况。”

装机量在2025年的猛涨和猛跌已成定局。而对新能源产业来说，这就像是本就虚弱的躯体，还要被拉着跑一次百米大战，再躺下来休息。

面对行业的剧烈动荡，大多数企业的态度颇为无奈。《能源》杂志联系了光伏、风电、储能制造业的多家龙头企业采访，竟出奇一致地得到了“缄默”的回复。“我们不方便评论政策。”“暂时没有更多信息回复。”……这类外交辞令重复地出现。

有相熟的企业内部人士表示：“没有回答就是最好的回答。企业现在内部对于政策的预判也是一团乱麻。今年都不知道最终的结果会是怎么样的。”

事实上，随着2025年“4·30”“5·31”并网节点的日益临近，光伏行业的抢装潮已步入尾声。产业链价格在经历了3月的阶段性反弹后，目前普遍出现回调态势。各环节呈现出“价格松动、库存高企、产量分化”的复杂局面。

抢装潮接近尾声时出现的价格下行，其本质是“政策刺激需求—产能恢复—库存被动累积”的周期性调整。从短期来看，硅料和硅片环节预计需要3至6个月的时间来进行去库存操作，电池片和组件则面临着至少约20%的价格下探空间。

“至于长期影响，谁也说不准。”上述新能源企业人士表示。

03

交易生死关

实际上，在136号文出台之前，已有省份通过降低年保障收购小时数的方式，推动新能源参与电力市场了。这是伴随我国新能源发电成本逐渐下降，更高比例新能源接入系统的必然趋势。“136号文提出新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，并建立新能源可持续发展价格结算机制，实际上在入市目标和入市路径上给予了新能源企业更加清晰的政策导向。”吕歆说。

对于新能源发电来说，市场化交易的风险已经愈加明确。2023年，山东省在五一期间连续出现负电价。而在现货正式运行之后，负电价在山东已经成为习以为常的事情。2025年初，浙江电力市场在试运行过程中首次出现负电价，再度引发了一波热议。

2024年德国日前市场出现了459小时的负电价，主要原因就是居民光伏发电过剩。对于新能源发电来说，负电价或者0电价的直接风险就是结算电价被大幅度拉低。

2024年，甘肃省光伏市场呈现明显价格劣势：省内中长期交易光伏结算均价为0.24元/千瓦时，较燃煤基准价下浮22%；现货市场光伏均价0.12元/千瓦时，降幅达60%。进入2025年，甘肃光伏现货价格持续低位运行，1月、2月连续两月均价稳定在0.1元/千瓦时水平。

跨区域来看，2024年山西、山东、湖北、浙江等省份的光伏现货市场月均价均显著低于当地燃煤基准电价。2025年开年后，多地光伏现货价格进一步下探，1月、2月多数省区维持在0.1元/千瓦时左右，其中山西、山东两省2月现货价格更是跌破0.1元/千瓦时至更低区间。

风电虽不像光伏那样有着明显午间大发的特性，但一省区范围内的风电往往发电时间集中，就会导致现货价格一时天花板、一时地板价。到最终结算电价的时候，风电依然难以获得更高的价格。相比于集中式的电站，分布式光伏还有更复杂的问题。即便是以自发自用为主，海量的分布式光伏依然会有大量电量需要市场化交易消纳。但分布式光伏装机容量小、位置分散、数量众多，当前省级电力现货市场出清节点颗粒度一般为220千伏的母线，分布式光伏并网电压等级往往在35千伏以下，海量分布式以单一主体入市对市场申报、出清、计量、结算均带来了较大挑战。

分布式光伏难以满足作为一个市场主体的基本要求，没有报价技能和报价系统；如果全部分布式发电参与报价，电力交易机构还面临着计算量指数级增加的巨大问题。

所有这些挑战和难题，都将矛头指向了新能源投资企业。一家央企投资公司人士表示：“以往的投资模型已经彻底失效。但是有没有新的模型可以参考。在哪里投？投多少？我们都不知道。”

捉摸不定的负电价和0电价、巨大的价差，这些于新能源来说的坏消息，对储能来说可能是个不错的机会。与云南、贵州等地依然要求强配储能不同，内蒙古则选择了用政策刺激的方式鼓励独立储能的发展。

近日，内蒙古自治区能源局发布了《内蒙古自治区能源局关于加快新型储能建设的通知》（内能源电力字[2025]120号）。文件规定对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，每年9月底前公布次年补偿标准，补偿标准明确后执行时间为10年。2025年度独立新型储能电站补偿标准为0.35元/kWh，2025年6月30日前不能开工的独立新型储能电站项目不执行2025年度的补偿标准。

“蒙西市场独立储能的收益主要是来自电能量市场、辅助服务市场和容量市场。”内蒙古电力勘测设计院、能源专业总工程师冯长青介绍说，“参考蒙西地区2024年现货市场价格的变化规律，在基于锂电池储能模式的方案下，测算结果显示：年累计放电次数可达330次，度电平均价差约为0.5元。

100MW的4小时磷酸铁锂储能年放电量约1.04亿千瓦时电，年收入5000多万元，全投资收益率可达9%以上，若考虑0.35元的10年期容量补偿，计入后收益率能达到20%以上。”

残酷的市场交易，让新能源投资的模式彻底变化了。

04

决战“十五五”

一边是独立储能在市场化条件下崛起潜力，一边是配储模式从“强配”转向“自主配”。

在中国光伏协会秘书长刘译阳看来，光伏发电的同时特性，导致了市场价格“鸭型曲线”和“峡谷曲线”效应不断增强。在全面参与电力市场化交易的背景下，光伏场站如果不能改变过去的思维，还是以价格接受者的惯性思维参与电力现货市场，收益稳定性将大受影响。

就是同样一个场站，同样一块地方，用同样的组件同样的逆变器，是否配储、运营者是否相同、运营策略是否有变化，运营收益可能大相径庭。而对于分布式光伏来说，如果无法独立进入市场，那么就必须依托于虚拟电厂等聚合形式。

企业在投资开发决策过程中，既要充分分析所在地区市场交易规则和电力供需形势，又要精细化地研判节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价、理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。

从长期来看，随着新能源比例不断提升，机制电价竞价会逐步降低，电费收入将逐步减少。因而，对于投资方而言，在投资决策过程中，既要分析所在地区的交易规则和电力供需形势，又要精细化地研判节点负荷、新能源处理曲线等。在同一个省份中，初始投资控制好、项目开发成本低、融资利息低的企业，度电成本更低，显然在竞价中会更有优势。

而对于电力企业而言，需要重构投资测算模型，并对市场的供需情况、调节资源规模进行全面精细了解，研究价格走势，选择合适的省区、节点。要加强交易团队预测能力，提高电价预测精度，实现实时优化交易策略，提升营销与生产的协调能力，确保项目投建后的及时发电。

行业普遍认为，随着136号文的下发，营销部门的价值愈发凸显。以前新能源开发单打独斗、各自为政的局面要改变。电力集团需要整合内部资源、跨区联营、规模化的竞价，以提高其市场竞争优势。

中国大唐集团有限公司在召开3月份月度经济活动分析例会上提出，要加强电力营销工作，进一步把握市场趋势，提高经营意识和营销能力，重视营销队伍建设，主动服务并融入全国统一电力市场高质量发展格局。

国家电投集团也在3月份生产经营工作例会上提出，要重点关注现金流管理，针对电量、电价、电费回收、利润之间的关系开展研究，要进一步完善区域营销一体化管理制度，健全营销风险防控体系，制定应对措施及考核激励方案，持续完善交易人员配置，推动区域营销工作高质量发展。

也就是说，未来新能源电站开发中，非技术成本比例应该不断降低，真正地拥有技术者、懂电力交易者才能更好地获益。此外，对于开发商而言，转变传统的开发模式，集群开发能源融合项目。对此，中能建（北京）能源研究院建议，加快对新能源融合新产业的布局，整合更大区域范围的电网、电源、负荷资源，构筑高度融合的电力系统。通过广泛融合“新能源+”产业，打捆“新能源+火电”、“风光水火储”、“新能源+水电”综合能源一体化项目，形成更强的资源整合能力，实现发售电各项主体之间电力资源互补、交易资源互补。推动沙戈荒大基地共建联营、综合能源基地等项目集群化建设，集中力量打造集群化、集约化产业，有效降低工程投资单价，提升新能源消纳及市场竞价能力。

政策调整下的制造行业也在经历新一轮的洗牌，只有为客户提供更高性价比产品的厂家才能够存活下来。正因为市场上绝大部分产品同质化严重，才导致了严重价格内卷。

“136号文本质是新能源产业链价值和社会价值的再分配。新型储能将由政策驱动向价值驱动转变，倒逼行业回归理性，有利于行业良性发展。”远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军告诉《能源》杂志记者。

中国大唐集团技术经济研究院总经理徐光对此看法一致。在他看来：峰谷价差较小、储能项目收益较低，配储动力不足区域的装机需求将回归理性；而峰谷价差大，风电光伏占比渗透率高的区域储能价值将更加凸显，储能需求更加明显。

在ESIE2025上，储能企业发布的产品更多开始聚焦服务和交易能力，数智化的服务成为各家储能厂商展示的重点。

远景、阳光电源、中天科技、中车、海辰储能、新源智储、国能日新等一批企业，纷纷上线AI监测、智能调度、运营决策分析系统。

在田庆军看来，电力市场交易中，储能不是简单的充放电，而是软件和硬件协同，以大数据作为连接和纽带，提升预测的准确度，实现智能交易的智能体。而其中，具备交易能力和构网技术的产品则会脱颖而出。

国家能源局发展规划司3月发文《深入谋划“十五五”能源发展推动新型能源体系建设迈出新步伐》，有一段话值得我们关注：“能源基地和外送通道建设用地用海和生态环保约束趋紧，面临新能源电力大规模外送难以长期持续、电力系统调节能力提升难度大、就近利用政策亟待突破等挑战。电力系统高比例新能源和电力电子特征加快显现，安全稳定运行压力持续加大。”

对于新能源来说，建成投产即赚钱的时代过去了。要么进入电力市场厮杀，配储争取更高的结算电价或者接受低价；要么自己解决电力消纳的问题，用高耗能或数据中心配套。

过去的行业发展靠政策驱动。现在，是产品质量、交易能力和系统服务能力等多项综合能力的比拼。在136号文下，风电、光伏和储能行业，都将迎来另一段全新的发展历程。可以确定的是，这一段新征程挑战重重，但需要行业从产品、标准、成本、市场、投资等多维度练好内功，积极应对挑战。

无论如何预测未来，新能源入市的决战都将在“十五五”期间见分晓。

原标题：封面报道 | 136号文余震