一年前，按照《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）政策要求，各地纷纷编制本地方案，推动新能源入市有序落地。与此同时，行业内也不免担忧：结束延续十余年的保障性收购政策，新能源能否经受得住入市风浪？

一年后的统计数据表明，改革通过了第一阶段的压力测试。2026年1-6月，国网经营区新能源上网电量同比增加6.9%；风、光综合上网电价总体平稳，随电力供需变化，均处于可控范围以内，行业整体并未出现“失速”。136号文以“场内全面参与市场+场外实施差价结算”为核心设计，为新能源在市场的大风浪中系上了“安全带”。

更深入地看，这一场依靠制度创新驱动产业高质量发展的实践，意义远超过价格机制设计本身，其正在重塑新能源行业发展逻辑、激活电力市场竞争配置能力、重构能源电力产业生态。

重塑新能源产业的发展逻辑

136号文对新能源行业最深刻的影响，在于根本性地改变了资源配置方式和行业发展逻辑。过去，新能源企业的核心竞争力是跑马圈地的速度；现在，行业进入“靠市场、拼效率、比运营”的新阶段。从计划配置到市场竞争，从政策驱动到价值驱动，新能源行业正在经历一场脱胎换骨的重塑。

全面入市：改变资源配置方式，提升产业配置效率

回顾我国新能源发展历程，全额保障性收购机制和政府补贴政策功不可没。从产业经济学看，这类安排具有典型的“幼稚产业保护”特征：在技术尚不成熟、成本较高、市场体系不完善的阶段，通过稳定价格和确定性收购降低投资风险，推动技术进步、规模扩张和成本下降。截至2024年底的改革前夕，风电和太阳能累计装机约14.1亿千瓦，占全国发电总装机容量约42%，超过煤电成为我国装机规模最大的电源类型。然而，随着产业规模扩张，新能源发电的配置效率问题逐渐浮出水面。在固定电价模式下，新能源长期“置身市外”，作为最大增量主体却不参与市场交易，容易导致投资决策与系统消纳能力脱节。制度的使命因此必须从“培育产业”转向“筛选效率”。

136号文以一条核心原则破题：“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。”这标志着新能源资源配置方式从行政主导转向市场主导，行业发展逻辑从“规模扩张”转向“价值创造”。全面入市带来的是全链条效率提升：

在投资端，决策必须从资源评价转向量价协同。企业在项目立项阶段，不能只测算利用小时和单位造价，还要研判当地现货价格曲线、节点阻塞、中长期交易条件、机制电量比例、机制执行期限、绿证收益和未来调节资源供给。一个资源小时数较高但长期处于低价节点的项目，未必优于资源一般但靠近负荷中心、出力时段更有价值的项目。投资决策由此从“哪里有资源就在哪里建”，转向“哪里能够形成可持续的综合收益就在哪里投”。在运营端，市场化改革推动新能源企业加快由“重建设、轻运营”向“建设运营并重”转变。企业不再仅关注装机规模和发电小时数，而是需要形成“气象预测—功率预测—电价预测—中长期持仓—现货申报—偏差管理—交易复盘”的完整能力链条。华能等企业建设现货辅助决策系统，国家能源集团将气象、功率和节点电价预测纳入人工智能模型，说明市场交易已从辅助职能逐步转向影响项目收益的核心职能。

差价结算：稳住行业发展信心，最大限度实现有序过渡

市场化转型如果缺乏过渡性安排，新能源可能面临较大经营风险。136号文最具创新性的制度设计，就是在场外建立“新能源可持续发展价格结算机制”，为纳入机制的电量设置稳定可靠的机制电价，市场交易均价低于机制电价的部分补足，超过的部分回收。这种基于市场的动态平衡，可为企业投资决策提供收益预期，避免在市场中“硬着陆”。实践证明，这一机制发挥了稳定器作用，在新能源快速发展、市场价格下行趋势下，保障了行业合理收益。

值得强调的是，差价结算不是大锅饭，更不是铁饭碗。增量项目需通过拍卖竞价方式争取机制电量。增量项目竞价结果显示，竞争机制在其中发挥着重要作用。同时，机制电价的执行期限与初始投资回收期相匹配，到期或自愿退出后不再纳入机制范围。可见差价结算制度通过引入市场竞争方式，在一个地区、相同技术范围内考验着技术先进性、成本管理能力与市场意识。

激活电力市场竞争配置能力

新能源全面入市后，电力市场规模扩大，市场化价格信号更加反映高比例新能源下电力系统的实际供需情况，电力产品的各类价值也在市场中得到彰显，电力市场日益成为以竞争性配置为基础的核心平台。

市场规模扩大：向全电量市场迈进一大步

现代经济学一般均衡理论认为，市场参与充分、交易范围完整，是市场能够优化资源配置效率的基础。这一规律在电力市场同样适用。只有各类发电主体、用电主体和调节资源共同参与市场竞争，电力价格才能真实反映系统供需状况和资源稀缺程度，进而引导投资布局、生产运行和消费行为，实现资源在更大范围、更高效率上的优化配置。例如，美国PJM测算显示，2023年统一市场下的经济调度节约了9.9亿美元发电生产成本。136号文推动新能源全面进入市场，市场覆盖的电源类型更加完整，发电侧约80%比例上网电量通过市场化方式形成价格，拓展了市场竞争边界，使市场配置资源的作用得到进一步发挥。2025年国网经营区新能源市场化交易电量首超万亿千瓦时，2026年上半年，新能源市场化交易电量占市场化交易总量达到40.2%。

价格信号更加有效：有力发挥市场发现价格作用

新能源全面入市后，其零边际成本的特性对现货市场价格形成产生了深刻影响，倒逼现货等相关机制持续完善。136号文提出要“适当放宽现货市场限价”，为真实、灵敏的时间价格信号形成提供制度基础。2026年1-6月，国网经营区现货价格的波动更加灵敏，如吉林和蒙东6月峰谷价差分别达到度电0.743元和0.720元。依托现货市场形成的时间跨度更短的价格，真实反映了电力系统的“瞬时”需求，为市场主体调整发用电行为提供了精准信号引导。

现货市场运行也为各省提供了空间价格信号，不同断面区域和不同节点上，价格差对发电资源布局形成引导。例如，甘肃电网四鱼断面将其分为河东电网和河西电网，1-6月河西电网实时市场均价度电0.117元、河东电网实时市场均价0.239元，真实反映了负荷集中在河东的特征。市场之外，通过拍卖方式形成的机制电价，在地区间也存在较大差异，也形成了有效的空间信号。首轮竞价的统计数据就显示，上海、安徽、江苏等东部区域机制电量比例较高、普遍超过70%，机制电价大多度电超过0.35元，有利于引导新能源投资向发展需求更大的地区。

除了时空信号外，机制竞价还为一地的技术选择提供了重要参考。竞价结果显示，2026年国网经营区风电中标机制电量是光伏的1.6倍，湖北、山东、河北等光伏装机大省的风电、光伏机制电量比例达到2.2:1、4.8:1、10:1，充分体现了这些地区优先发展风电的导向。在山东、湖北等光伏装机大省，光伏机制电价较风电降低9.4分和5.4分；而吉林省风电机制电价较光伏反而降低了8.4分。增量项目机制电价竞价结果有利于优化当地风、光投资配比，促进风光协同发展，缓解新型电力系统调节压力。

市场价值更加完整：促使加快建立多元价值定价体系

新能源全面入市一个深层贡献，在于推动电力市场从单一的能量价值定价，向能量、调节、容量、绿色等多元价值定价体系演进。

调节价值方面。新能源入市后，一方面电能量市场价格更加真实地反映出发电成本与供需关系，为调频、备用、爬坡等调节价值准确定价提供基础；另一方面，随着新能源规模继续扩大，调节性需求也“水涨船高”，将进一步引导增加调节性资源投资。2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，明确提出要规范开展调频辅助服务市场，加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种，并推动辅助服务市场与现货市场联合出清。未来辅助服务市场还将加快建设步伐。

容量价值方面。高比例新能源接入导致传统发电资源利用小时整体呈下降趋势，倒逼向系统保障性、调节性功能转型。2026年国家发展改革委、国家能源局全面完善发电侧容量电价机制，明确优化煤电、气电等容量电价政策，鼓励建立容量补偿机制，为传统资源提高容量收益的稳定性和可预期性形成基础。多数省份将煤电容量电价提升至50%及以上；河北、湖北、吉林、新疆4省发布了新型储能容量电价标准；甘肃、青海发布了发电侧统一的可靠容量电价补偿标准。随着容量机制不断健全，我国电力市场正加速向“能量+辅助服务+容量”的协同运行市场体系发展演进。

绿色价值方面，绿证市场仍处于发展健全过程中，全覆盖、流动性、价格发现等功能有待进一步完善。136号文通过设计场外差价结算机制，为新能源的绿色价值提供了过渡性定价方法和价值实现渠道。政策明确，“纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，既避免了绿色价值的重复计算，又为绿证市场的独立健康发展预留了制度空间。2026年绿证市场保持活跃交易，1—4月累计交易绿证3.09亿个。随着绿证制度不断完善和证电时间匹配要求实施，绿证价格明显上涨，2026年一季度，电量生产年份为2026年的绿证交易均价为7.76元/个，市场价格信号逐步增强。绿证市场逐步健全后，差价结算机制的“暂代”功能有望有序转交给独立运行的绿证市场。

重构能源电力产业生态

过去，新能源主要按照固定电价消纳，市场价格难以传导到产业链各环节，发电、调节、用电等主体各自运行，产业生态呈现“源随荷动”的单向链条。新能源全面入市后，市场价格成为贯穿发电、交易、调节、消费全过程的统一信号，资源价值开始在市场中重新分配，推动传统电源、新型经营主体和用户侧共同转型，一个源网荷储协同互动的新生态正加快形成。

调节价值开始显现：推动储能由政策配套走向市场投资

136号文明确，不得将配置储能作为新能源项目核准并网的前置条件，意味着储能的发展逻辑发生了根本变化。以往储能更多作为新能源项目的配套要求，通过行政方式推动建设；未来储能需要依靠参与电能量市场、辅助服务市场和容量机制获得收益，由“必须配置”转向“自主投资”。这一趋势已经在市场实践中显现。国家能源局数据显示，截至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，较2024年底增长约84%，从规模看，新型储能已进入快速扩张阶段。在市场机制方面，山东等新能源发展较快的地区，正在探索储能市场化运营路径。山东2026年修订的电力市场规则现实，支持独立新型储能参与现货市场交易，同时明确分布式新能源（含配建储能）可通过独立或聚合方式参与现货市场。

多元主体快速发展：新能源入市催生新的市场生态与组织形态

新能源全面入市，不仅改变了发电企业的经营方式，也改变了电力市场的主体结构。过去，在计划保障和固定价格机制下，新能源企业主要关注项目建设和发电效率，电力市场主体基本呈现“发电—电网—用户”的线性结构。随着新能源全面进入市场，发电侧资源呈现出“小规模、高波动、强不确定性”的新特征，如何提高新能源出力预测精度、优化交易策略、管理市场风险、聚合分散灵活资源，成为服务市场新需求。传统主体难以独立完成这些专业化服务，由此催生了围绕新能源运营、资源聚合和系统灵活性服务的一批多元化市场主体。

虚拟电厂就是这一背景下最具代表性的新型主体。虚拟电厂并不直接建设传统电源，而是依托数字化平台聚合分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调负荷等分散资源，将原本“小而散”的资源转化为可预测、可调节、可交易的市场能力。新能源入市后，现货价格信号和辅助服务市场逐步完善，为虚拟电厂参与市场提供了收益空间。2026年，全国虚拟电厂建设进入加速阶段，多地已推动虚拟电厂参与现货和辅助服务交易。

新能源入市也深刻重塑了售电公司角色。随着新能源交易规模扩大、绿电消费需求提升和价格波动加剧，售电公司的竞争重点逐步从传统“电量代理”转向综合能源服务，不仅提供电力采购服务，还参与绿电交易、用能优化、需求响应和价格风险管理，成为连接新能源生产者与消费者的重要市场平台。截至2025年底，全国注册售电公司达到5288家，代理70余万家电力用户参与市场交易，零售交易电量占市场化交易电量比重达到六成，售电公司正在成为市场化发展中不可或缺的服务主体。

改革下，新能源企业的经营边界将从单一场站转向资产组合。现代投资组合理论表明，相关性较低的资产组合能够分散非系统性风险。单个风电场或光伏电站难以独立对冲出力波动，跨区域风光资产、储能、可调负荷和售电业务的组合，可以降低收益波动并提高响应能力。对新能源企业而言，风光互补、区域互补、发售协同，以及新能源与储能、负荷的组合经营，将成为降低现货风险和提高综合收益的重要方式。未来市场竞争的基本单元，可能不再是单个项目，而是能够跨时段、跨区域、跨品种统筹优化的资源组合。

一年观察的最后

回顾一年来的实践，136号文的制度成效沿着三个维度清晰展开，可以概括为“三个转变”：一是行业发展逻辑转变，全面入市改变了资源配置方式，差价结算稳住了发展信心；二是市场竞争配置能力转变，市场规模向全量迈进，价格信号愈发准确和灵敏，价值体系走向多元；三是产业生态转变，调节价值开始显现，多元主体蓬勃发展。

不难看到，新能源入市不是一次简单的交易规则调整，而是推动新能源产业、电力市场和电力系统运行方式的一次系统性变革，新能源产业乃至整个电力工业正在从“温室”走向“旷野”。但这依然不是终点，市场机制从建立到成熟仍需要过程，价格形成、风险管理、辅助服务、绿色价值实现等配套机制仍需持续完善。未来，相信新能源产业能够在更加充分的市场竞争、更丰富的系统业态中，获得崭新的发展机会，电力系统也将在不断完善的市场机制下提升资源配置效率和运行韧性。