“聚焦新能源”系列报道之一
编者按：“双碳”目标下，新能源产业和电力市场的风吹草动时刻牵动着大宗商品市场敏感的神经。今年6月，新能源电价全面进入市场化时代。失去了“保量保价”的政策保护，新能源产业会走向何方？电力现货交易市场将受到哪些影响？新能源企业面临哪些机遇和挑战？期货日报大宗商品周刊推出系列报道，梳理电价市场化改革的来龙去脉，探寻新能源企业的破局之道。
2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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，简称“136号文”），宣告中国新能源产业正式迈入全量入市、市场定价的深水区。
电价市场化改革的变迁之路
我国的新能源产业经历了时代的变迁：政策补贴时代，政府给予固定电价补贴，扶持新能源产业发展；“保量保价”时代，85%的电量按燃煤发电基准价保价收购，剩余电量按照电力现货市场出清和定价，相当于一只脚迈入了市场，身子还在市场之外；“136号文”开启了新能源全量入市的时代，电价通过市场交易形成。
在业内人士看来，全量入市是新能源产业发展到一定规模之后的必然选择。我国高度重视风电、太阳能发电等新能源发展，2009年以来陆续出台多项价格、财政、产业等支持性政策，促进行业实现跨越式发展。截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，首次超过火电装机规模，成为第一大电源。然而，长期执行的固定上网电价已难以适应市场需求，既不利于资源优化配置，也难以构建公平的成本分摊体系。此外，随着风电、光伏技术迭代，新能源度电成本较2010年下降超60%，已具备与煤电平价竞争能力。同时，全国电力市场交易规模突破5万亿千瓦时，占全社会用电量的62%，绿电交易、现货市场等规则逐步完善，为新能源全量入市创造了良好的先决条件。
根据“136号文”，6月1日是新能源项目的“分水岭”，6月1日之前的存量项目，依然享受政策红利，享有保障性电价；6月1日之后的增量项目全部入市，通过市场供需决定电价，由“政府定价”转向“市场定价”。这意味着延续十余年的 “标杆电价+补贴” 模式终结，新能源与煤电、水电等同台竞争。未来的不确定性也给很多新能源企业带来了焦虑。
胜利油田高级专家朱铁军接受行业媒体采访时说，过去，新能源发电项目的收益相对简单，发电量乘以固定电价，刨除成本，剩下的就是收益，多发电等于多创效；如今，电价是波动的，陡然增加了收益的不确定性。
为应对新能源发电的随机性、波动性与间歇性，尤其是光伏发电集中在午间，导致午间电力供应大幅增加、价格明显降低，而晚高峰电价较高时段却几乎没有发电出力的问题，“136号文”引导建立了新能源可持续发展价格结算机制，即场外差价结算机制。纳入该机制的电量实行“多退少补”差价补偿，即当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业给予差价补偿；当市场交易均价高于机制电价时，则扣除差价。通过这种方式，为新能源企业提供了相对稳定的收益预期，促进了行业的平稳健康发展。
胜利油田电力技术专家严川接受行业媒体采访时表示，“老人老办法、新人新办法”，只是给存量项目一个过渡期，保障前期的投资免遭重大损失，一旦收回投资回报，最终要全量入市。他呼吁，新能源发电企业应尽快摒弃对政策的依赖和迷恋，不要再抱有幻想。
新能源产业的发展趋势
从短期来看，“136号文”的实施确实给新能源行业带来了显著阵痛，部分依赖政策补贴的中小企业面临生存危机。但放眼长远，这场深度调整正在重塑行业格局：一方面，市场出清机制淘汰了技术落后、效率低下的产能；另一方面，政策倒逼企业转向技术创新驱动；在增量市场，竞价机制促使企业更加注重度电成本控制。这种市场化改革正在重构产业价值分配体系，推动新能源产业从“政策依赖型”向“市场竞争型”转变，为高质量发展奠定制度基础。
作为新能源产业发展不可或缺的一部分，市场化改革也深刻影响着储能行业的发展。“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”，这意味着“强制配储”正式落幕。
曾经，储能是新能源装机的“标配”，各地政府要求按照新能源装机规模的10%~20%配置储能。此举不仅拉高了新能源的投资，而且后期要增加运维成本、承担电力损耗。为了合规，很多新能源发电企业购入了一些成本低廉、粗制滥造的储能设备，但其实并没有使用。叫停了强制配储，看似对储能行业是利空，实则是重大利好。过去行业增长主要依赖行政手段推动的强制配储政策，而未来将逐步转向由市场需求主导的发展模式。这一转变将加速行业洗牌，促使企业从被动满足政策要求转向主动寻求储能配置。在市场机制作用下，储能产业将进入以经济价值为核心驱动力的新发展阶段。
为了最大限度地提升新能源的消纳能力，长期以来，火电一直替新能源分担着调节任务。然而，随着新能源装机规模的持续快速增长，其在电力结构中的占比已从曾经的补充角色稳步迈向主导地位。这种转变不仅意味着新能源在发电量上份额的大幅提升，更要求其从“体质”上实现根本性的强化，真正承担起主力电源的责任。
在业内人士看来，新能源要成长为真正的“主力”，必须逐步摆脱对传统火电深度调节的过度依赖，通过自身能力的提升来增强其对电力系统的支撑作用：一方面，通过规模化部署储能设施、发展虚拟电厂聚合调控等技术手段，增强自身出力的可预测性和可控性；另一方面，深化参与电力市场机制，通过市场规则倒逼其不断提升发电预测精度和运营管理水平。这场深刻的角色转换，是新能源产业走向成熟、实现高质量发展的必经之路，也将重塑整个电力系统的运行逻辑和价值分配。
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