今年初，国家发改委、国家能源局联合发布《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”），强调新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，而存量和增量项目分类施策，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。当前，随着时间节点临近，新能源行业将迈向从追求数量增长加速转向追求更高质量的发展新周期。
近年来，我国新能源发电装机规模迅速扩大。国家能源局发布的数据显示，今年一季度，全国可再生能源新增装机7675万千瓦，同比增长21%，约占新增装机的90%；全国可再生能源发电量达8160亿千瓦时，同比增长18.7%，约占全部发电量的35.9%。
然而，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也未公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显。在此背景下，亟须深化新能源上网电价市场化改革。同时，当前新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
中电联发布的数据显示，2024年全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量617925.7亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，同比增长1.3个百分点。
业内人士认为，“136号文”下发意味着我国新能源上网电量将全面进入电力市场，以市场化方式建设新型电力系统迈出关键一步。
“‘136号文’发布后，新能源发电将全面入市，保障电量取消转化为市场化交易的‘机制电量’，风光结算均价将持续下降。新型储能参与现货市场、辅助服务和容量市场机制将进一步完善。”国家电投集团经济技术研究咨询有限公司战略与情报所资深高级主管、高级工程师张冲近日在第三届新能源电力发展论坛暨第九届新能源电站设计、工程与设备选型研讨会上指出。
值得注意的是，随着“136号文”发布实施，从电站设计、设备选型再到电价收益测算，新能源投资模型以及思路正在转变。新能源项目的收益模式将从过去的固定电价转向市场化定价，推动企业从“规模扩张”转向“精细化运营”，部分技术和管理相对落后、资金链薄弱的企业或面临淘汰。
国网能源研究院新能源所副室主任叶小宁指出，从投资布局看，市场价格信号将引导新能源向市场价格水平高、消纳条件好的地区或节点转移。“新能源企业盈利逻辑发生改变，从‘做大电能上网规模’逐步向‘提高量价协同水平’转变，部分地区投资过热将得到有效缓解，由市场和规划共同决定新能源投资规模成为未来趋势。”
厦门科华数能科技有限公司华北区技术支持总监王大龙则提到，“136号文”下发后，新能源市场急需降低电站初始投资成本，降低在电力市场中的竞价风险，保证项目收益。“相应地，光伏逆变器和储能变流器的单瓦造价也需要进一步降低。”
新挑战也意味着新机遇。在业内人士看来，新能源全面入市后，行业竞争焦点将从规模扩张转向全链路精细化运营，企业需根据市场供求关系调整报价策略，并发力降本增效。未来，新能源企业如何在新的政策环境下抢占先机、优化投资决策、实现效益最大化，并做好新能源项目开发工作，至关重要。
山东电力工程咨询院有限公司风光资源专业主任孙锐指出，新能源全面入市后，行业优胜劣汰现象将更明显，投资企业需快速适应并做出转变。在此过程中，高效、低成本的设计和优质设备选型方案，优质的成本控制将成为项目投决的必要条件。此外，对功率预测准确性、电力营销能力和交易策略也提出更高要求。“在此趋势下，项目选址需要更加精准、有效，企业需进一步加强投资与成本控制能力。同时，功率预测模型需根据电力交易做出调整，提高功率预测准确性。”
“新能源项目的初始投资决定后期利润，电站建设期间就要考虑到后期的精细化运维。比如施工阶段，逆变器交直流接线可能会存在虚接情况，也可能会因为灰尘遮挡导致设备降额，逆变器设计需要同时满足多发电、少运维、高安全、少投资等多维要求。”王大龙坦言。
另外，值得一提的是，山东、广东作为南北两大电网区域的试点省份，已于近期发布“136号文”配套细则。国家发改委能源研究所研究员时璟丽指出，虽然电力市场化改革、新能源装机规模与发电量的快速增长是“136号文”出台的背景，但总体框架下各省的实施细则才是核心关注点。“例如，山东、广东两省出台的细则在电价、机制电量规模方面仍存在一定差异。具体到不同省份的项目开发投资策略以及交易策略要做好评估，即便没进入机制电价也要做好风险对冲的策略，新能源发展未来都要以市场化作为导向。”
【责任编辑：李扬子 】
