当前，我国新能源装机规模已历史性超过火电，成为电力系统增量主体。伴随装机体量跨越式增长，传统政策补贴模式与行政化消纳保障机制的适配性逐步弱化，新能源规模化扩张与系统消纳、电网安全、电源结构之间的深层次矛盾日益凸显，行业亟需市场化、长效化的制度体系引领转型升级。

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《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，以下简称“136号文”）。文件明确，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、通过市场交易形成价格，同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。此次改革不是单一的电价机制调整，而是对新能源产业发展逻辑、市场运行规则、行业生态体系的系统性重构。

政策实施一年多以来，全国各省出台配套实施方案，存量项目平稳过渡、增量项目规范入市，竞价机制与差价结算常态化运行，改革成效在顶层制度设计、市场运行机制、投资布局优化和产业生态构建四个维度持续显现，为新能源高质量发展注入了持久动力。

强化顶层设计

构建平稳转型的制度保障体系

重大能源改革的平稳推进，离不开科学精准的顶层设计与高效协同的落地体系。136号文实施前，新能源市场长期依赖计划分配与行政定价，各地规则不统一、政策预期不稳定，市场主体投资决策缺乏清晰信号。136号文立足全国统一电力市场建设大局，兼顾区域资源禀赋、电网架构、产业基础的差异化特征，构建了“全国统一规则、一省一策落地、新老划断平稳过渡”的制度框架，实现了改革力度、产业稳度和发展速度的有机统一。

“一省一策”全域统筹，构建协同高效改革格局

136号文实施前，各省份新能源政策、市场规则不统一，区域壁垒明显。本次改革从国家文件印发到全国省级配套细则全覆盖落地，历时约11个月，实现了政策体系的快速搭建与改革规则的全域统一。国家层面统一明确新能源全电量入市、机制电价保障、新老划断、差价结算等核心制度框架，有效解决了此前各省规则割裂、市场秩序混乱的突出问题。各省份立足区域电力市场建设进度、新能源装机规模、电网消纳能力等实际情况，细化本地化实施方案，形成“顶层统筹、地方创新、全域落地”的良好格局。

在落地实践中，各地坚持因地制宜、分类施策，不搞一刀切、不搞急转型。各地围绕两大核心维度有序构建配套方案：其一，建立新能源电价保障机制，明确覆盖存量与增量项目的“托底”机制电价，为新能源项目筑牢基本收益底线；其二，持续优化市场化交易体系。山东、辽宁等省份率先出台针对性配套政策，形成可复制、可推广的落地经验。各地在“新老划断”原则下制定差异化细则，为行业提供了此前长期缺乏的稳定、清晰、可预期的长期发展环境，有效提振了市场主体的投资信心。

“新老划断”分类施策，实现产业平稳有序过渡

新能源行业资产规模大、市场主体多、产业链条长，市场化转型的稳定要求高。改革前，新能源项目收益高度依赖固定电价补贴，市场化转型面临“电价断崖式下跌”的行业性风险。136号文明确以2025年6月1日为节点划分存量和增量项目，此前投产的为存量项目、此后投产的为增量项目。通过“存量托底、增量革新”的机制，兼顾改革推进与行业稳定。

存量项目方面，各地严格落实机制电价保障政策，普遍以当地燃煤基准价锚定收益底线，有效防范了市场化转型初期的收益波动风险。山东省存量项目机制电价锁定0.3949元/千瓦时，辽宁省锁定0.3749元/千瓦时，稳定了存量项目经营预期，避免了大规模投资亏损和项目停运，实现了行业改革的平稳过渡。

增量项目方面，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。全面实行市场化竞价定价机制，终结了此前行政核定电价的传统模式。竞价机制从根本上改变了新能源投资逻辑——项目收益不再单纯依赖资源禀赋，而是取决于综合竞争力和运营能力。项目定价与质量、区位、消纳能力深度绑定，倒逼市场主体从粗放式扩张转向精细化投资，推动行业发展模式从规模扩张向质效并重转型。

完善市场机制

以价格信号驱动资源优化配置

高比例新能源消纳是新型电力系统建设的核心堵点。传统消纳模式高度依赖行政调度与刚性考核，存在调节成本高、配置效率低、可持续性不足等结构性短板，难以适配新能源规模化并网发展趋势。136号文通过市场化机制重构，确立价格信号的核心资源配置功能，推动新能源消纳由行政被动兜底向市场主动适配迭代升级，系统性破解行业发展瓶颈，改革落地成效突出。

价格信号精准传导，全面提升系统主动消纳能力

风电、光伏具备零边际成本的天然竞争优势。136号文推动新能源全电量全面参与电力现货及中长期市场交易，以市场化价格信号实时锚定供需动态，重塑电力系统供需匹配与资源调配逻辑，激活电网全域主动消纳潜能。

新能源大发周期电价市场化下行，构建源荷储协同调节体系：一方面倒逼火电深度调峰、压降冗余出力，推动煤电功能由电量主体向系统支撑、灵活调节主体转型；另一方面充分挖掘用户侧柔性负荷与储能调节能力，精准消纳午间光伏、夜间风电富余电量，实现消纳模式由被动接纳向主动适配的根本性转变。

山东电力市场的实践充分印证了136号文的制度优越性与实操价值。依托政策构建的市场化调节体系，山东实现火电、储能、负荷多主体协同调峰，新能源消纳与电网削峰填谷效能显著提升。2025年9月，山东落地全国首轮新能源机制电价竞价，光伏规模化入选电量12.48亿千瓦时、中标电价0.225元/千瓦时，标志着新型市场化消纳模式正式规模化落地。相较于传统行政调控模式，136号文市场化机制响应更灵敏、调节成本更集约、资源配置更精准，大幅提升了新型电力系统对高比例新能源的兼容适配能力。

差价结算双向保障，统筹市场竞争与收益稳定

机制电价差价结算是136号文的核心制度创新，有效破解了新能源市场化入市收益波动大、经营风险高、市场预期不稳的行业痛点。该机制以新能源全电量市场化交易为基础，以机制电价为收益锚点，通过电网企业“多退少补”的差价结算模式，构建起“激励竞争、稳保收益、赋能消纳”的双向长效保障机制，结算成本纳入系统运行费用，制度运行规范可控。

该机制在借鉴国际新能源市场化支持政策的基础上，结合我国电力保供格局与新能源波动特性完成本土化创新，有效对冲了新能源间歇性、随机性发电带来的收益波动风险，稳定了市场主体入市预期。政策落地以来，既筑牢了新能源产业发展收益底线、夯实产业发展基本盘，又充分释放新能源成本竞争优势，激励市场主体主动竞价增发电量、最大化挖掘系统消纳空间，实现了市场效率、风险防控与产业稳态发展的深度耦合，为新能源高水平、常态化参与电力市场竞争筑牢制度根基。

推动价值重塑

引导投资布局理性优化

136号文实施前，西北、华北等资源富集区项目扎堆，受限于送出能力和本地负荷，弃风弃光问题突出；中东部负荷中心消纳条件优越但新能源布局相对滞后，空间错配问题长期存在。政策落地后，节点电价的位置信号得到强化，投资逻辑与区域布局发生实质性转变。

信号显著增强，重构投资核心要素考量

节点电价机制是电力现货市场定价的核心模型，通过将电能价格与阻塞价格解耦，精准反映不同节点的电力供需关系和输电网络约束。同一时刻不同节点的电价差异，客观反映了电力从电源点输送至负荷中心所需的边际阻塞成本。

136号文推动新能源全面入市后，节点电价的空间分辨率显著提升，网络阻塞、区域供需差异等空间属性通过节点间价格差异得到精准量化表达。位置因素成为项目收益测算的核心输入变量，投资逻辑从单一资源导向转向资源禀赋与消纳条件并重。投资主体在项目规划阶段，需将节点电价水平与波动特征、区域消纳空间、电网阻塞状况纳入综合评估体系，推动电源布局与电网承载能力、负荷需求实现精准匹配。

区域布局更趋理性，推动行业高质量发展

市场化价格信号有效引导了投资流向。东部消纳优势地区依托密集用电负荷、完善电网架构和通畅消纳渠道，节点电价与收益预期稳定向好，成为优质新能源投资的集聚高地。资本主动向消纳条件优、收益确定性高的区域集中，推动项目向精品化、集约化方向发展，有效提升了本地能源自给能力。西部资源富集区主动摒弃粗放式规模扩张，通过配套储能、提升功率预测精度、深度参与辅助服务等技术与管理创新，有效缓解电网阻塞问题，提升项目可消纳性与系统适配能力，在市场化竞争中实现资源优势与系统友好性的协同融合。

整体来看，136号文实施后，新能源投资已从盲目扎堆转向与系统承载能力、消纳容量相匹配的理性发展，低效产能逐步出清、优质项目加速落地。东西部地区各展所长、优势互补，既实现了新能源产业整体投资效率的提升，也为区域协调发展注入了新动能。

促进产业升级

构建多元协同高质量发展格局

一年多来，136号文制度红利持续释放，推动新能源产业收益体系、经营模式与生态体系发生深刻变革。新能源上网电价全面由市场形成，叠加差价结算机制确立、绿证市场持续完善、容量电价机制建立等多重制度创新，市场化、多元化、可持续的产业生态加速形成。

收益结构多元均衡，绿色价值充分变现

136号文实施后，新能源收益模型由改革前的“电量电费+绿色权益价值”升级为“电能量收益+机制差价补差+绿色权益价值”的多元组合。其中，机制差价补差作为此次改革的核心增量，对纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，通过“多退少补”为企业提供了合理稳定的收益预期，有效对冲了现货市场价格波动风险。

绿色权益市场同步迎来价值重估。据国家能源局数据，2025年，全国累计交易绿证9.3亿个，同比增长1.08倍，全年交易量超过历年总和；全国参与绿证交易的消费主体达到11.1万个，同比增长87.5%。绿证交易规模与价格显著增长，在一定程度上平抑了现货市场价格波动带来的收益不确定性，新能源绿色环境价值在市场机制中得到进一步体现。

产业链全面升级，催生新质生产力

市场化竞争倒逼全产业链加速拥抱数字化、智能化。新能源发电企业从传统“发电工”转型为“电力交易员”，功率预测、市场交易决策、风险对冲管控、负荷资源聚合成为核心能力。市场倒逼企业搭建智慧运维、智能交易、风险管控一体化平台，精细化管理水平与市场化运营能力实现质的提升。

新业态加速涌现。虚拟电厂、负荷聚合、储能协同交易等新模式从概念走向实质运营。吉林省首批虚拟电厂已于2026年1月通过中长期日融合交易和现货市场交易参与省内电力市场交易，标志着市场化改革催生的新业态已进入实质运营阶段。

系统协同效应凸显，新型电力市场体系加速成型

136号文推动了“电能量+容量+辅助服务”三位一体价格体系的加速构建。2026年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），正式确立容量电价机制，将固定成本回收从电量价格中剥离，使电力价格能够更加全面、真实地反映各类电源的物理属性价值。

在全新市场机制下，新能源并网消纳空间持续拓展，高比例新能源接入的电力系统转型稳步推进。容量补偿机制认可了火电等传统调节性电源的可靠性支撑价值；辅助服务市场持续完善，调频、备用等灵活性资源价值充分显现，有效激励储能、可调负荷等灵活性资源扩容提质。一个各电源各司其职、安全与绿色并重、传统与新兴协同的现代电力生态系统正在加速成型。

136号文实施一年多以来，在制度设计、落地执行和产业效应三个层面取得了阶段性进展，标志着新能源行业正式告别政策补贴驱动的粗放发展阶段，迈入市场化、规范化发展的新阶段。从规模维度看，2025年，全国新能源新增装机再创历史新高，2026年，规模保持合理增长；从质量维度看，行业发展从粗放扩张转向提质增效；从系统维度看，电力系统适配性、安全性和经济性同步改善；从产业维度看，全产业链升级加速、新业态持续涌现。

在改革红利的持续释放下，新能源产业发展势头良好，验证了市场化机制在资源配置中的核心作用。实践表明，市场化机制是提升新能源消纳、优化资源配置、构建新型电力系统的有效路径。随着配套体系持续完善和机制不断深化，新能源产业将在全面市场化道路上持续为“双碳”目标实现和能源绿色转型提供坚实的制度支撑与产业动力。