发改价格〔2025〕136 号文件政策分析

如果说过去二十年的中国新能源，是在“固定电价＋补贴”的护航下一路狂奔，那么发改价格〔2025〕136 号文件，大概就是那一刻，船离开相对平静的航道，正式驶进电力市场这片“真海域”。风电、光伏不再只是在政策温室里长高，而是要学会在市场里游泳、在价格波动中自己养活自己。

对我个人来说，这篇文章更像是一份“读完文件＋翻资料之后的长笔记”。前期我借助 Deep Research 把国内外相关政策、评论和研究尽量梳理了一遍，再结合自己这几年在新能源领域的一些一线感受，尝试把 136 号文当成一套“重写游戏规则”的方案来拆解：它为什么会在这个时间点出现？准备怎么改？以及，可能会把新能源行业带向什么样的未来？

政策背景

过去近二十年，中国新能源（风电、光伏）靠着固定上网电价（FIT）+财政补贴一路狂飙：

2006 年《可再生能源法》实施后，与成本相匹配的固定电价，解决了早期“建得起、赚不到钱”的难题，装机规模迅速扩张，度电成本持续下降。
到 2021 年，风光基本实现与煤电的“平价上网”，多数地区新项目已经不再需要国家补贴， 度电成本普遍低于当地煤电标杆电价。
装机层面，新能源在 2024 年底已超过煤电：风电+光伏并网容量约 14.1 亿千瓦，占全国电源总装机超 40%，新增装机更是连年破亿千瓦，2024 年跃至约 3.6 亿千瓦。

但问题是：“装机冠军”并不等于“发电冠军”。由于利用小时偏低、系统灵活性不足， 2024 年风光装机占比已超过一半，但发电量占比仅三分之一左右，其余仍由火电等电源提供。大量新能源电量在低价、甚至被限发的环境中运行，暴露出旧电价机制的三大矛盾：

电价机制与现实脱节 大约一半新能源电量仍执行固定电价，不反映实时供需，也没有公平分摊电网调节、备用等系统成本。
补贴缺口与财政压力 早期大规模固定电价+补贴的遗留问题尚未完全消化，部分项目补贴拖欠时间长，地方电价疏导压力加大。
行政化手段引发新扭曲 限电、强制配置储能、硬性考核等“行政工具”，在短期内缓解了部分问题，但也抬升项目成本、加重不确定性。

在“双碳”目标与电力市场化改革双重约束下，如何在 “继续做大风光规模” 与 “保证合理收益与系统安全” 之间找到新的平衡点，成为 2020 年代中期的核心命题。

发改价格〔2025〕136 号文件，正是在这一背景下出台的制度性“换挡”。

136 号文件的核心框架

全电量进入电力市场：从“部分计划”到“全面市场化”

文件提出：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，由市场形成上网电价。

这意味着：

新建风电、光伏不再享有由政府统一制定的固定上网电价；
发电企业通过 中长期交易 + 现货交易 + 绿电交易 等多种形式参与市场竞争；
全国范围内，发电侧参与市场的电量占比将从约 50% 提高到 80% 左右，新能源从“政策定价”真正走向“市场定价”。

与之配套，文件要求加快完善：

电力现货市场：放宽价格浮动约束，让新能源能在实时/日前市场中充分体现低边际成本与峰谷价差；
中长期市场：缩短合同周期、提高交易频次（周、日交易），让出力高度波动的新能源也能通过灵活合约管理风险；
绿电交易：电能量价格与绿证价格拆分报价，避免人为割裂市场，为新能源“绿色价值”留出独立定价空间。

简单理解：

电价不再是“文件写多少就是多少”，而是“市场出什么价，你就按什么价成交”。

差价结算机制：在市场之外上“一道保险”

全面市场化的直接代价，是电价和收益的大幅波动。

为防止“电价自由落体+投资信心塌陷”，136 号文件设计了一个关键“缓冲垫”——新能源可持续发展价格结算机制，本质就是一个“中国版 CfD（差价合约）”。

核心逻辑只有一句话：

针对被纳入机制的那部分电量，设定一个 “机制电价”：

如果市场均价 < 机制电价 → 电网企业补差给发电企业；
如果市场均价 > 机制电价 → 发电企业把超出的部分退回。

这几个点非常重要：

差价结算是在 市场结算之后、账外单独结算 的，不改变市场发现价格的功能；
资金来源纳入系统运行成本，通过电价疏导，不再走“传统财政补贴”老路；
机制电价及执行期限有明确规则约束，避免“补贴无底洞”。

可以把它理解为：

新能源企业先在市场里真实“打仗”，
再由差价机制在后台给收益“上保险”，
把极端价格风险摊平成相对可预期的现金流。

存量与增量：两套规则、平稳过渡

136 号文件非常强调 “存量/增量分类施策”，避免“一刀切”引发旧项目收益大幅震荡。

（1）存量项目（2025 年 6 月 1 日前并网）

允许保留一定规模的“保障电量”，在此范围内可纳入差价机制；
机制电价原则上沿用现有政策，但上限不得高于当地煤电基准价，意味着高于煤电的老项目要逐步“降档”；
执行期限与原有保障年限衔接，不突然“断奶”。

本质上是：

把旧的“保障收购+固定电价”体系，
温和地“嫁接”到了新的差价机制之下。

（2）增量项目（2025 年 6 月 1 日及以后并网）

每年由各省根据消纳责任权重完成情况、电价承受能力等，确定当年可纳入差价机制的规模；
新项目需通过竞价方式争取“纳入机制资格 + 对应机制电价”，按报价由低到高排序，价低者中标；
机制电价设有上限（必要时也可设下限），既防止恶性压价，也防止抬价挤占用户电价空间；
机制执行年限，以同类项目投资回收期为参考，一般约 20 年，期满或主动退出后不再享受托底。

这意味着：

对新项目来说，“差价机制”不是人人都有、终身享用，
而是 有限规模 + 竞价获取 + 有期托底 的长期合约资源。

其他关键配套：给项目“减包袱”

文件还同步释放了几个对行业非常敏感的信号：

不得把储能配置作为项目核准、并网、上网的前置条件：等于对强制配储能“刹车”，减轻不少项目的 Capex 压力。
已享受财政补贴的项目，在合理利用小时内，补贴标准仍按原规定执行，兑现旧承诺。
各省须在 2025 年底前出台实施细则，并与现货市场、绿证、辅助服务等改革协同推进。

对新能源行业的影响

投资与预期

差价机制的引入，让新能源项目的收益不再完全“随行就市”，而是有了一个可预期的 底线价格。这带来几方面变化：

投资决策逻辑更精细：开发商可以基于机制电价预期，测算保底收益，再叠加市场弹性收入，重构项目 IRR 模型。
优胜劣汰更明显：只有度电成本够低、技术水平更好的项目，才有资格在竞价中胜出并享受差价托底，过高成本项目会被市场自然淘汰。
短期阵痛不可避免：在新旧机制分界点（2025 年 6 月 1 日）附近，大量还未并网、或已签约尚未建设的项目需要“重新算账”，延期开工、推迟并网、重新谈判电价条款会比较普遍。

但从中长期看，一旦各地细则落地、市场规则稳定，投资会从过去的“抢装冲规模”，转向更加理性的 “拼成本、拼技术、拼交易能力”。

开发与并网节奏

在新机制下：

年度可纳入差价机制的规模，与各地 可再生能源消纳责任权重 紧密挂钩；
消纳做得好、电网外送和本地负荷匹配度高的地区，未来仍能保持较大新增空间；
消纳不足、长期“电多电闲”的地区，则新增项目要承担更高市场风险。

这会倒逼地方政府：

更积极推动跨省送出通道建设；
加快本地新能源就地消纳（如源网荷储一体、园区绿电直供）；
不再单纯追求“装机漂亮数字”，而是更关注“能不能发得出来、卖得出去”。

存量项目方面，一部分老旧风场、老电站可能借政策窗口期做 技改升级（换大机组、换高效组件），提升发电能力与市场竞争力。

电价与收益格局

全电量入市后，新能源电价会呈现几个明显特征：

时间维度：中午光伏高出力时段，电价可能低至接近零甚至负值；傍晚、早晚高峰，电价则明显走高。
空间维度：电力紧张、负荷密集地区的电价中枢会高于电力富余地区，同样的风光项目在不同省份 IRR 差异会拉大。

对新能源企业来说：

不能再单纯把自己视作“发电厂”，而要部分变成“交易机构”：

做出力预测、
制定报价策略、
通过中长期合同+现货套利优化年度平均电价；

差价机制为纳入的电量托了一部分底，但对于额外电量，仍然暴露在价格波动之下。

简单说：

未来的头部新能源企业，
既要会选资源、会建电站，
也要会看盘、会交易、会做风险管理。

产业链上下游

对设备厂商、电网、用户侧来说，也会有一轮“洗牌”：

设备端：高效率组件、大容量风机、智能逆变器等有利于降低 LCOE 的产品更受欢迎，落后产能进一步被挤压。
电网和调度机构：必须提升对高比例风光的预测和调度能力，加快储能、抽蓄、灵活机组和需求响应市场化建设。
工商业用户与售电公司：
- 低价绿电将成为新的成本优势来源；
- 售电公司可以通过整合风+光+储+负荷，设计组合电力产品，在市场中低买高卖。

整体看，136 号文件会把整个新能源产业链，从以政策为中心推向以市场信号为中心。

实施挑战

方向对了，并不意味着落地轻松。136 号文件在执行中至少面临四类挑战：

电力市场体系仍在建设中

不少省份现货市场尚不成熟，运行不连续或流动性不足；
中长期交易品种不丰富、交易频次有限，用户参与度不高；
区域间规则差异较大，容易形成“制度洼地”和市场割裂。

如果市场本身不够深、不够活跃，那么所谓“全电量入市”就会流于形式：价格发现不充分，新能源很难真正通过市场信号优化布局和运营。

系统灵活性与消纳能力不匹配

欧洲、澳洲的经验已经证明： 高比例新能源 + 灵活性资源不足 → 频繁负电价+极端高价+弃风弃光。

中国目前也已经出现类似迹象：日间谷价低、傍晚峰价高，有的区域甚至出现零电价或负电价。要避免极端价格伤害投资信心，就必须同步推进：

储能、抽水蓄能、燃气电厂等灵活电源建设；
改造火电深度调峰能力，并通过辅助服务市场给予合理补偿；
需求侧响应、虚拟电厂等新型负荷参与调节。

136 号文件通过价格机制本身在“刺激”这些资源参与，接下来关键在于： 储能等灵活资源能不能通过市场真正赚到钱？

电价波动对融资与中小企业的压力

银行和金融机构习惯于“有固定电价/PPA”的项目，如今要面对的是明显波动的市场电价和有限期限的差价合约；
项目的 IRR 评估更复杂，风险溢价可能提高，进而抬升融资成本；
大型央企可以通过多项目、跨区域组合来平滑风险，民营和中小企业则更容易在波动中被“晃下车”。

这要求政策在鼓励市场化的同时，配合推动：

长期绿电 PPA、
电力金融衍生品市场、
适度的容量保障或可靠性机制，

让资本市场有“工具箱”可以管理风险，而不是被动承受波动。

地方执行与政策衔接的“磨合期”

136 号文给出了框架，具体细则下放各省制定，难免出现标准不一、节奏不齐；
个别地区可能出于“拉投资”“保电价”的考虑，压低机制电价或缩小保障规模，挤压企业合理收益；
原有的保障收购小时数、电量考核政策，如何与新机制衔接，也需要时间磨合。

因此，后续需要：

强监管与动态评估，及时纠偏“竞低”“乱象”；
加强各地政策学习与沟通，避免出现企业“看不懂细则、不敢投”的真空期；
与现货市场、辅助服务、绿证、碳市场等已有改革同步优化，避免规则冲突。

国际镜像

如果把视野拉到全球，可以发现：

德国：从长期固定电价 → 市场溢价 → 竞价拍卖 + 差价合约（CfD），既控制补贴成本，又保持投资积极性；
美国：依托 RPS 配额 + 税收优惠 + 长期 PPA，新能源项目主要通过市场+合约锁定收益，强调金融工具和容量可靠性机制；
澳大利亚、英国：在高度市场化环境下，利用 CfD 招标、储能、跨区交易和容量机制来应对负电价与极端波动。

可以说，“市场化竞价 + 差价补偿” 已经是全球高比例可再生能源国家的共同选择。

在这一坐标系下看：

136 号文件本质上是为中国新能源引入一套“与国际主流模式接轨，但适配中国国情”的电价与市场框架：

一手用全电量入市把价格交给市场；
一手用差价结算给长期投资一个可预期的底线。

结语

综合来看，发改价格〔2025〕136 号文件，意味着中国新能源行业的游戏规则发生了结构性改变：

从 “拿补贴、抢指标” 变成 “拼成本、拼效率、拼交易能力”；
从 “规模优先” 变成 “规模、消纳、收益、系统安全统筹”；
从 “政策定价” 变成 “市场定价 + 机制托底”。

对企业来说，这是一个更累但更健康的时代：

不能再只盯着装机数，还要盯现金流质量、市场电价、交易能力；
要学会在现货、长协、绿电、差价结算之间做资产组合与风险管理；
要通过技术与效率，在激烈的竞价与波动中站稳脚跟。

如果电力市场建设、灵活性资源、金融配套能跟上节奏， 136 号文件有望成为中国新能源从“政策驱动时代”迈向“市场驱动时代”的关键转折点，为下一轮高质量、可持续的绿色发展夯实制度基础。