136号文之下半场｜本次电改实践背后的五大风险与新能源市场的关键变局

引言

“136号文的第一棒已经跑完——新能源全面入市已成定局。但真正的挑战才浮出水面。市场分割、价格迷雾、投资疑虑……这些风险正在逼近。而储能、氢能、生物质能源如何融入新体系？这篇深度解读带你预见新能源市场的关键变局。”

前言

自2025年2月国家发改委、能源局发布136号文以来，各省份正加速推动风电、光伏等新能源发电“全面入市”。截止到6月16日，山东、广东、内蒙古等省区已经率先出台了落实136号文的实施方案或细则（有的公布征求意见稿，有的正式印发，部分政策具体见下表），随着部分省区136号文细则的落地，一些具有开创性的地方实践涌现出来。这些创新模式为全国新能源市场化改革提供了宝贵经验。同时，我们也识别出本次价改中可能蕴含的五大风险和尚未覆盖的政策空白领域，需要引起重视并前瞻应对。

01 创新性的省级实践

1、广东模式：竞价比例限制+长期保障并举

广东作为负荷大省，在新能源配套细则上走出了“双轮驱动”的创新路子。其特点：一是设置较高但非100%的保障比例上限（竞价机制电量比例≤90%），确保每个新项目至少10%电量裸露市场，以强化市场纪律；二是给予相对长的保障年限（海上风电14年、其他新能源12年），在保障期内锁定项目基础收益，到期后退出机制电价。

同时广东细则对机制电量调整和项目延期处罚作了详细规定：若中标项目未能如期并网，超过申报投产时间6个月则竞价资格取消3年，防止企业占了名额不履约。这些设计充分体现市场化约束与投资安全的平衡，保障期长让企业吃下“定心丸”，有利于融资和项目建设；90%上限又逼迫企业提高效率，在剩余10%甚至保障期后仍能盈利。同时约束条件如“四可”（四个许可文件齐全）才能执行机制电价、延期处罚等，提高了竞价签约履约率。

可行性分析：广东电力市场相对成熟，现货已试运行，用户侧响应能力也较强，具备承接这种创新的条件。其模式本质是“部分容量电费化”，用90%电量的差价锁定收益，相当于变相提供固定容量收益，而留少部分竞价以促效率。14年的保障周期对金融机构非常友好，预计广东新能源项目融资环境将优于其他省。一些东部省份江苏、浙江与广东情况相似，也有用电负荷大、现货在推行的基础，未来如跟进此模式，应可取得类似效果。

不过，此模式对电网平衡和市场运营要求高，如何保证保障期后项目退出不会引发收益骤降？广东的思路是一开始就让项目有10%市场锻炼，并逐步合并技术类别竞价，培养项目适应市场能力，若推广到全国，需要电力市场体系较完善方可消化，不然长周期高比例保障可能异化为变相长期定价（削弱市场作用）。总体而言，广东模式是过渡期内兼顾投资与市场的较优实践，有望在电力需求大、市场化程度高的地区得到更多应用。

2、蒙东模式：首创“增量项目零保障”

内蒙古东部电网

发布了全国首个正式实施方案。其最大亮点（也可谓大胆之处）在于

2025年6月1日后新投产项目暂不安排任何纳入机制的电量

，即

新项目完全市场化定价

，同时蒙东将

存量项目保障电量小时

随市场投运大幅调降（如带补贴风电从

790h降到380h），相当于加速让存量项目也部分经受市场考验。这种“

去补贴/去保障

”力度之大，在各省中独树一帜。其政策用意可能在于：蒙东地区近年来

新能源装机占比已很高

（风光电量占比超

30%），市场消纳压力大且存在

富余外送

。通过不给增量项目保底，倒逼新项目

配套外送或寻找省外市场

，防止本地用户负担过重。且蒙东电价偏低，如果再给新项目保障，可能进一步压制市场价格，不利现货市场出清和火电生存。

可行性分析：蒙东模式可以说是直接迈向完全市场化，体现了一种“理想市场”思路，但其可持续性需观察。优点是：省去了竞价组织和补贴回收环节，市场机制最纯粹，也节省本地财政/用户的一部分补贴成本。对于有强劲外送能力的地区，这或许可行，因为新项目可以通过跨省中长期合同获得固定电价（136号文允许跨省按相关政策执行）。事实上，蒙东不少新能源项目专门外送给京津唐等地用户，在送端不需要当地补贴，由受端签订购电协议。但风险在于：如果外送受阻或邻省市场有限，新项目在当地卖不出合理价则投资停滞。这将影响内蒙古自身新能源基地开发和产业链发展。蒙东方案中提到“后续根据消纳责任权重、市场运行、新能源项目收益等再统筹考虑”——换言之，零保障是暂时的，若发现新项目收益过低导致投资不足，政策可能调整。

蒙东模式适用的前提是新能源已相对过剩或市场竞争力极强。在许多中东部省份，新能源尚不够满足需求，若完全不给保障，投资可能明显放缓，不符合“双碳”目标进度。因此蒙东模式目前具有一定特殊性，代表了高比例新能源地区探索提早进入“后补贴时代”的尝试。它提供了一个宝贵案例，当新能源成本足够低且市场足够大时，或许可不再需要任何保护，但对全国绝大部分尚需扩大新能源投资的地区来说，贸然采用蒙东做法风险高，须慎重评估。

可以预见，新疆、甘肃等西部电源输出区以后或许也会借鉴蒙东，在更大范围市场建立后减少对新项目补贴。不过，这有赖于全国统一电力市场建成，否则孤立省区消化不了新增电量，会伤及自身发展。因此，蒙东模式虽现阶段全国不可复制，但其勇于放手市场的做法为后期政策调整提供了参考，一旦全国市场互联、储能灵活性资源充分，将来完全市场化退出保障有成功先例可循。

3、除了广东和蒙东的整体模式，山东省的一些局部创新也很有意义

山东首创“申报充足率不低于125%”的竞价规则，通过硬性要求项目申报总量超出可保障量25%，确保竞争激烈程度，防止项目抱着必中心态报高价，这种技术性设计可以推广到其他省的竞价中，提高竞价效率和降低机制电价水平，有利于用户。

目前，已经发布细则的省份的创新实践围绕提高竞争效率、延长保障期限、差异化支持等方面展开，既服务于国家顶层设计目标，又结合本省实际创设新招，这些创新若得到验证效果良好，有望在更大范围复制推广。但需要注意不同地区电源电网条件差异，不能生搬硬套。因此在政策推广时，应明确先决条件和配套措施，做好经验总结，逐步趋同于“最优实践”，可以预期，随着省间交流和国家层面指引，地方政策将相互学习，不断优化迭代，最终朝着统一而灵活的新能源市场机制演进。

02 五大风险提示

尽管改革总体方向明确、各省措施也较审慎，但笔者认为存在五个潜在风险，依然需要进行甄别预警，如不加以防范，可能在未来数年内引发市场迷雾或投资挫折：

1、“名为市场、实为计划”的风险

这是指改革表面上引入市场机制，但如果执行不当，可能沦为换汤不换药的计划电价模式，妨碍价格发现和竞争效率提升。出现这种情况的苗头包括：保障过度化和干预过多化。若某些省出于稳投资考虑，设置的机制电量比例过高、价格过高，几乎覆盖新能源项目绝大部分发电量且价位接近过去固定电价，则市场交易流于形式。发电企业将没有动力优化报价，统统以极低价出清，反正能拿保障电价，这将导致市场出清价长期贴近下限，价格信号失真。在这种情况下，新能源的收益相当于还是由政府决定的机制电价，竞争仅限于少部分或无效竞争，辅助服务和调峰成本则被全部打包进用户附加费，市场对灵活性资源的价格信号不足，进而影响储能、调峰电源投资积极性。比如一些新能源重装基地省分，若给新项目高比例保障且基本不竞价，就可能出现类似问题——市场建设停滞在“单买单卖”阶段。

另一方面，如果地方政府频繁干预市场，例如担心电价过高人为设定很低的价上限，或在电力紧张时直接调度指令不按市场结果执行，那么市场公信力会受损，投资者和用户都无法相信价格，引发市场参与意愿下降。这种风险在电力保供压力大的时刻尤其突出，2021年部分地区限电后曾有地方政府暂停市场交易、直接限价供电，这与市场化方向相悖，未来若电力紧缺重演，行政计划干预会与市场机制冲突。如何确保政府既保障民生电力，又不扭曲市场长期信号，是一道难题。如果处理不好，市场改革可能被视为徒有虚名。

因此需要预警：各地要严格按照市场规则办事，避免将改革推回计划老路。建议强化独立监管，确保保障比例逐年下降而非扩大，并尽快恢复/引入现货市场发现真实短期成本。如果发现某省机制电量占比仍然过大到2025年底，国家应督促纠偏。总之，防止市场口号下的计划运行，是改革成败的关键之一。

2、市场分割和区域壁垒加剧的风险

尽管136号文旨在打破地域壁垒、促进全国范围资源优化，但省级自主实施过程中，各自为政的倾向仍可能存在，并可能因新机制而强化。例如，每省的机制电价水平不同、保障力度不同，会直接影响省间交易动力。假设甲省新能源保障充分价格高，乙省保障弱价格低，那么甲省的新能源发电商倾向留在省内拿高价，不愿卖到乙省；乙省的电力用户也不愿买甲省电，因为贵。这会阻碍省际绿电流动，违背了资源优化配置初衷。又如各省在考核自身消纳责任时，或许倾向“留肥水在田”：把新能源留给本省用户以完成消纳比例，而限制送出。特别是送端省可能担心大量外送会使自己完不成消纳权重而导致惩罚。因此即便市场成交价合理，也可能通过行政手段或技术手段设置壁垒（如不给外送电力配套的省内保障小时）。跨省壁垒风险如果不解除，全国统一电力市场将难成气候，新能源无法在更大范围平衡，其高质量发展受限。

另一个角度，区域市场化进程不均衡本身带来不公平竞争。东部一些现货成熟省份，新能源可以赚峰时高价，投资收益可能好于仍停留在中长期单一合同的中西部省份；这会吸引资本流向东部，从全国来看，可能不是资源禀赋最优的配置（风光最好的地方在西北，但资本可能更青睐华东因为市场机制完善收益高），这样长远可能降低新能源开发整体效率。

解决这类风险需要国家层面的协调：加快省间交易规则标准化，逐步统一绿证、消纳计算口径，让外送绿电计入送出地贡献或者完善利益补偿机制。此外，推进区域现货市场试点和省间现货结算，让价格引导电力跨省流动，而不是靠计划指标。136号文提到跨省跨区交易按相关政策执行，这其实是一块目前尚未完全市场化的领域，存在老的计划痕迹，要警惕各省借口自身考核而设置隐性壁垒，如要求省内发电优先、本省绿证不得外售等。尤其当各省保障政策差异较大时，国家能源局可能需要出台指导性办法协调，如允许一定比例消纳权重通过省间绿证交易完成，或建立省际绿色电力结算中心统一平衡各省盈亏。总而言之，如果区域割裂问题不解决，136号文只能在省内打转，无法实现真正全国市场化。必须提前预警和应对，别让“市场改革”反而演变为各省各的市场、互不连通的新壁垒。

3、投资过热或不足的周期性风险

新能源投资向来受政策驱动明显，136号文带来政策环境巨变，容易出现投资节奏失调。短期看，政策切换已经引发抢装与观望交替，如前述，“531”成为许多项目并网截止日，造成2025年上半年抢装潮，之后新项目在等待各省细则时陷入观望甚至停滞。类似的波动会持续，如果某省某一年竞价机制电价偏高、保障量大，开发商将蜂拥上马项目，次年可能产生消纳和资金压力，不得不压缩保障，导致投资锐减。这种大起大落不利于产业链稳定，也可能带来产能过剩或供给缺口。举例说明，假如2025年某省新能源竞价价格定得较高以刺激投资，2026年并网量激增、电价下跌又超出保障能力，投资收益低迷，2027年投资急剧下降，如此循环。这类似光伏产业以前因补贴涨落导致的装机潮汐，只不过现在决定因素从政府补贴额转为市场价格和保障指标的松紧。

因此预警在于：各省需要根据中长期电力供需和双碳目标稳定规划保障节奏。136号文要求各地2025年底前实施方案且以后逐年调整机制电量比例，这里应有一个平滑退出曲线，让市场有预期。例如可以预先公布2026、2027年大致机制电量规模的下降路径，让企业知晓日后保障会收窄，从而避免过度投资。同时若市场电价持续低迷导致投资不足，也应适时通过增加保障量或提高竞价上限来纠偏，防止装机下滑过度影响双碳进程。山西等煤电占比较高地区，初期市场电价可能还不低，如果没有足够机制鼓励新能源，新增投资或许偏低，这时省政府就应大胆设定一定保障规模刺激之。总之，要防范新能源投资像“潮水”一样一会儿大涨一会儿退潮，需要政策的前瞻校准和逆周期调节。136号文本身提供了根据消纳完成情况动态调整机制量的规则，这是一个自动调节器，但在实践中可能滞后，需要监管部门综合考虑产业情况提前干预，熨平投资波动。

4、市场力量滥用与价格操纵风险

新能源全面入市将电价决定权部分交给市场主体，这引入了市场力量滥用的可能，需要警惕少数主体操纵价格或获得超额利益的情况。新能源领域看似发电企业众多，但在许多省份装机集中度高——央企五大集团在不少地区合计占据风电、光伏一半以上份额，这些大玩家在竞价中具有左右机制电价水平的能力。若某省新能源增量竞价，如果大部分项目属于三两家大集团，他们完全可以默契报高价到上限，使当期机制电价贴顶值出清（反正都能中标，皆大欢喜），竞价形同走过场。为防止这种风险，山东引入了125%超额报名要求，并规定当只有一个报价时处理机制。但企业间的隐性谋划并不易察觉，需要独立第三方监测报价行为与项目关联关系。监管必须做好竞价过程审查，防止“萝卜竞价”“围标”等。

现货市场方面，也存在操纵可能。尽管新能源单机容量小，但聚合后出力可观，加之其边际成本为零，它们有动力在低价时段报负价（特别如果有保障兜底，更敢报到下限），挤出其他发电类型，以获取机制补偿，这对市场其他主体（如火电）可能产生不公平。如果火电出清量被新能源恶意低价抢占，火电发不出电就更难盈利，长远可能引发退出过多。还有，价格高峰时段，新能源企业理论上没电发，但若有储能或联合体，有可能抬价谋利。此外，售电公司方面，由于差价补贴最终分摊给工商业用户，各售电公司是否会合理转嫁或是否可能利用信息不对称多收少退，也是监管关注点。

总之，市场力风险不是眼下最突出问题（当前主要矛盾是如何有序竞争），但随着市场成熟必然出现。为此应提前建立市场监测和惩戒机制：由调度和交易机构结合，分析报价行为，对异常一致性或明显偏离成本的报价进行调查；对串通、操纵行为施以高额罚款、取消资格等处罚。国家能源局已强调要纠正不当干预和不合理收费，也应包括对市场主体不当行为的纠正。只有确保市场竞争真正充分且公平，改革目标才能实现，否则演变为寡头瓜分市场利润，就损害用户和系统利益。

5、新能源与传统电源协调不佳的风险:

作为系统调节主力的火电、水电若不能与新能源良好协同，可能出现“要么弃风弃光，要么缺电”的极端情形。市场改革初期，新能源报价趋低，火电出力被压缩，收益下降，进而火电出于生存考虑减少出力或关停机组，导致在极端天气下可靠电源不足出现拉闸限电。这是“市场失灵”隐患之一。2021年一些地方拉闸后，正是火电亏损缺乏出力积极性+电量计划控制不及时所致。新机制给了火电更高峰价潜力，但峰值高价本身有限制，且新能源保障机制确保发电商不亏，对火电却无类似保障。若煤价暴涨、火电再次全行业亏损，市场价格也许升到上限但仍不足以弥补成本，火电还是消极出力，造成供应风险。这不是新能源政策单方面引起，但新能源入市确实加剧了火电盈利的不确定性。一些应急响应机制需要建立，例如在市场极端情况下，如何出清高价激励火电出力，又如何保护用户不受天价电冲击。这涉及容量市场缺失的问题，下节会谈。总之，如果没有后备机制，电力供应安全风险需要高度警惕。

03 政策空白与演进方向分析

当前政策框架下仍有一些明显空白和亟待完善的领域，需要在后续国家或地方政策中加以填补。笔者基于已有趋势，分析判断下一阶段政策演进的重点：

1、长时储能和新型调节资源激励机制

现行136号文侧重于新能源发电侧，对储能等调节资源没有直接提出激励措施，只强调不能强制配置储能。然而，高比例新能源系统迫切需要储能等灵活性资源提供容量支撑和平衡服务。目前独立储能的主要收益来自峰谷价差套利和辅助服务市场补偿，但随着新能源普及，正如行业观察指出的“峰谷套利模式不再适用”，储能必须通过提供灵活调峰、参与现货、需求响应、虚拟电厂等方式获得收益。问题在于，这些收益渠道当前都不完善，辅助服务市场在很多省仍属试点，价格机制不健全；需求响应大多靠行政补贴而非市场出清；虚拟电厂处于试验阶段。在这种情况下，大规模长时储能（如6-8小时电池、氢能储能、抽水蓄能）缺乏清晰的商业模式。如果储能得不到合理回报，未来当新能源渗透率更高时，系统调节能力可能不足，引发弃电或供应缺口。

因此，笔者预计下一步政策重点之一将是建立储能和灵活性容量的补偿机制。可能的方向包括：引入“容量市场”或“容量补偿”，由电网或独立调度机构向可靠容量提供者（燃气机组、大容量储能等）支付容量费用，确保高峰供应。这在东部一些地区已在研究，例如广东曾提出容量补偿机制建议但未正式实施。有了容量市场，储能可以凭可用容量获得固定收入，填补仅靠套利盈利的不足。

另外，完善辅助服务市场也是当务之急。国家能源局正在推动辅助服务“市场化+全国统一”建设，未来或出台统一的调频调峰市场规则，让储能、火电、公用负荷等公平竞争提供服务并获得收益。长期储能（如季节性储能、绿氢）可能需要专项政策支持，比如直接补贴或在容量市场中特设产品。

可以预见，“十四五”末到“十五五”期间，储能激励将从各省零散补偿上升到国家层面统筹，出台类似136号文这样的指导性文件专门促进新型储能发展，而地方在136号文配套中也会逐步增加储能内容，目前这些尚未见于省级细则，属于政策空白，需后续政策予以填补。

2、新能源与氢能、交通等领域的融合接口

136号文聚焦电力市场，对氢能、电动汽车等“源网荷储”体系其他环节没有展开。然而，实现双碳目标需要电力与交通、工业等深度耦合，以新能源制氢、以电代油都是重要手段。当前瓶颈在于：可再生电制氢项目多数不参与电力市场，而采用直供或自备模式，因为市场购电的波动性和价高低谷对制氢连续性不利，政策空白在于如何激励“可中断式”电解水制氢来消纳冗余绿电。

未来可能的方向是建立绿氢认证和支持制度，比如对利用弃电或低价绿电制氢的，给予某种补贴或碳减排额认可，使其有经济性。这需要能源、电力与工业部门协同政策，目前尚未结合到电价机制内。笔者预计，国家层面可能推出《可再生能源制氢指导意见》，明确电解制氢可参与需求响应，当电价低于某阈值时鼓励开机，高峰时段则关停减少负荷，从而帮助平衡。而在电力市场规则上，可以设计灵活负荷竞价品种，允许像制氢这样的负荷报出可接受电价曲线，在价格低于XX元时，自动购电制氢，高于则断开。这样既保护氢企成本，又成为类似虚拟电厂的可控负荷。地方层面，一些氢能产业重点省可能率先探索：如内蒙古、甘肃可能试行“可再生能源富余电制氢免收部分附加费”政策，广东等负荷大省或建立“工业可中断负荷市场”，招标制氢企业在特定时段消纳绿电。电动车辆方面，随着电价市场化，私家车和公交充电也可以引导至低谷，如出台分时电价优惠激励夜间充电、鼓励停车场建储能日间充电夜间放电等。

目前省级新能源细则未涉及这些交叉领域，但不久将纳入综合考虑，因为新能源消纳已不止电力行业的问题，而是全社会能源转型的问题。双碳背景下，政策演进必然走向跨行业融合，建立综合能源市场或协调机制，例如绿证和碳交易结合、源网荷储多元主体共同参与的交易平台等。我们预测“十五五”期间会看到能源互联网试点，在局部实现多能协同交易，为制氢、储热、电动车等提供市场化消纳和补偿途径。

3、生物质、地热等其他新能源市场化方案缺位

136号文主要针对风电光伏，对生物质发电、地热、海洋能等提到“可参照本通知研究制定市场化方案”。目前多省对这些非主流品种尚未出台具体政策，基本仍沿用原有补贴或标杆电价。空白点在于：生物质发电成本高、环保意义大，如果一刀切市场化，可能全部亏损停机；但长期依赖补贴（补贴缺口也很大）又不现实。地热等也类似。因此，需要量身定制市场化路径：例如生物质发电可能侧重其调度可控特性，将其归类为“可再生调节电源”纳入辅助服务或容量市场给予补偿，而上网电价逐步市场化。或由地方政府对生物质供热、垃圾发电等给予定额补贴继续扶持，等成本下降再市场化。地热则因其稳定出力，可纳入基荷，同步参与市场但保留一定固定电价组件。

现在大部分省文件对此未涉及，相当于政策暂缺。预计未来1-2年内，国家可能出一个补充文件，指导各地把生物质、地热纳入市场体系：比如允许其也竞价上网，但设置更高的竞价上限或单独的机制电价。事实上云南2022年就出台文件，要求生物质发电自2023年起进入市场，超出燃煤标杆部分由地方财政补贴一定年限，然后全市场价，类似这种各省散发的规定，需要收集评估后形成统一政策。

笔者相信，生物质等的市场化方案尚属空白，但预计不会一直空白。因为绿色低碳要求下，连生物质、垃圾发电都要提高效率、减少财政依赖。估计“十五五”期间，各省会根据实际逐步跟进推出此类新能源的市场化办法，把它们纳入136号文框架或平行框架，对投资者来说，这方面的政策风险需关注，因为补贴取消是大趋势，提早谋划转型市场。

4、统一电力市场体系建设与136号文衔接

2022年国家发布了加快全国统一电力市场体系建设的指导意见，目标是2030年前建成全国市场，这与136号文时间表吻合（2030年前新能源全面参与市场）。目前，各省和区域市场仍是分割状态，省内政策空白的更谈不上区域融合。下一步演进方向一定是区域市场试点和跨省现货。我们已经看到南方区域（由南网主导）和华北、华东等区域都在探讨统一结算。可以预测，在不久将来，省际交易品种会更加丰富，如跨省月内、日前交易常态化，省间现货试点（如南方、华北）逐步扩容。有了区域统一的现货价格，省内的机制电价结算就要调整参照范围，否则会冲突。例如如果风电在跨省市场卖了电，它拿机制补偿如何算？这些问题需要新的政策衔接。当前仍属空白，将来或由国家层面发布跨省新能源交易结算办法，规定当新能源电量通过区域市场外送时，其机制电价结算可以跨省分摊。

类似地，全国统一绿证交易也将推进，把地方核发绿证完全纳入全国平台，这需要细化规则对接，目前国家能源局已经要求绿证全覆盖并作为唯一消费凭证，下一步可能强制发电企业出售未领取财政补贴的可再生电量都必须核发绿证，而不是自愿，这样绿证供给量增加，价格下降合理，引导用电企业买绿证履责。

这与136号文衔接上，要明确，纳入机制电量虽然不能卖绿证，但绿证仍会核发（归全体用户共享），这部分绿证是否可用于消纳权重？国家或许需要出台明确的绿证+保障机制协同政策，以免出现统计紊乱或有人钻空子。

综合以上，我们预测未来政策演进的必然方向可以概括为：“由单项改革走向综合改革，由省级为主走向全国统筹”。136号文解决了新能源参与市场和收益保障的框架问题，接下来，辅助服务市场、容量机制、需求侧响应、跨省交易、绿证考核等相关领域的政策将陆续完善，与136号文形成闭环。例如，很可能会有“新能源高比例下电力系统灵活性提升行动方案”，支持储能和调峰；“全国绿证交易管理办法”，强化消纳考核以减少对差价机制的依赖；“电力现货市场深化试点通知”，把目前8个现货试点推向更多地区，让价格信号更真实尖锐，等等。这些配套政策落地后，136号文中的某些过渡性措施（如机制电价差价补偿）就可随之逐步退出。

可以想见，到2030年前后，当新能源成本进一步降低、储能普及、全国市场联通，新能源项目将主要通过电能量市场、容量市场和绿证市场获得全部收入，政府无需另行保障。136号文的可持续发展机制是为过渡时期保驾护航，一旦时机成熟便功成身退。因此，当前的各种政策空白都会在朝这个终局目标的进程中被填补：哪怕今天还没有明确答案的问题，接下来随着电改深入，都将逐步明确在新的市场体系中。

04战略展望

经过上述深入研究，我们可以清晰地看到：“136号文”引领下的新能源电价市场化改革，正从根本上重构我国新能源发展的游戏规则。各省的实践表明，新能源发电正在加速融入市场竞争，其价格不再由行政单一决定，而是在市场供需中动态形成；与此同时，通过机制电价等创新安排，政策为新能源撑起了一张“安全网”，将原本隐性的系统成本和风险显性化，并在市场参与者之间重新分配。这种改革是富有前瞻性的：它平衡了短期稳定与长期效率，为高比例新能源并网、消纳和持续投资铺平道路。总结本文的核心发现，笔者有以下几点值得再次强调：

基于以上结论，针对不同市场参与者，笔者提出以下战略建议：

1、对于政策制定者（政府及监管部门）

加强跨部门统筹，完善配套市场：建议政策层面尽快推出辅助服务市场全国统一规则、容量市场试点方案和绿证强制交易机制，弥补当前新能源市场化改革的短板。特别是容量和灵活性激励，应提上日程，可在部分地区试点容量竞价采购，以确保峰荷供应安全并为储能等提供收入渠道。统筹考虑电力市场与碳市场、可再生消纳权重的衔接，逐步建立联动机制（例如提高碳价将自动提升新能源市场收益，减少对差价补贴依赖）。同时，协调能源、电力、金融等监管，实现电价、碳价、绿证价的信息共享和政策协同，防止各自为政。

推进区域市场融合，破除壁垒：监管者应引导和督促省级市场加强联动。建议加快区域电网现货市场建设步伐，并推出省际交易成本分摊办法，鼓励新能源跨省流动。对于各省机制电价政策的落地情况，应开展评估和经验交流，鼓励效益好的模式在更大范围复制。国家层面可制定新能源市场化改革考核指标，例如各省市场形成电价的新能源电量占比、辅助服务市场化程度等，将其纳入对地方能源主管部门的考核，以避免地方在改革推进上懈怠或走样。同时，坚决打击任何地方保护和市场壁垒行为，如发现省网公司或交易中心阻挠外电入境、设置不合理准入门槛，要依法纠正。通过制度和考核，确保全国统一电力市场的方向性原则不被地方利益侵蚀。

建立风险预警和兜底机制：鉴于市场化初期难免出现波动，政府层面应建立风险预警制度。可以设定一些阈值：如用户侧平均电价同比上升超过X%、新能源月度利用率低于Y%、市场电价长期贴顶或贴底等，一旦触及立即启动预警分析。对潜在风险，准备兜底预案。例如在极端电力短缺情形下，可由政府临时拍卖保供电量合同给火电，以防市场失灵引发大面积断电；在新能源投资断崖下滑时，可考虑阶段性提高保障比重或提供贴息贷款鼓励项目建设。这些兜底措施不宜常用，但未雨绸缪才能防范于未然。另外要加强舆情引导和透明沟通，市场初期波动可能引发企业和公众疑虑，政府应及时发布权威信息解释原因、表明政策走向，凝聚改革共识，避免因为一两次波动就出现“改革无效”之类的错误认知。监管部门还应加大培训和宣传，提升市场参与各方对新规则的理解，减少因不熟悉导致的误判或纠纷。

2、对于新能源投资者/运营企业

强化竞价策略和风险管理：开发企业应尽快组建或引入专业电力交易团队。要深入研究各省市场规则，根据项目所在电网的负荷特性和价格规律，制定科学的报价和交易策略。在竞争性获取机制电价方面，不仅关注自身发电成本，也要研判竞争对手行为、区域消纳空间，理性报价避免出局或过度压价。同时需运用金融和合同工具管理价格风险，积极与有信用的大用户签订长期PPA锁定部分电量价格；探索通过银行、交易中心提供的电价保险、远期合约等对冲极端行情风险。此外，要优化自身资产组合，如自有风光项目打包与工业用户售电组合，这样高价时段靠火电或外购保障，低价时段用自发新能源降低成本，内部对冲风险。鼓励新能源企业联合成立专业售电公司，直接服务用户，实现从发电商向综合能源服务商延伸，获取产业链下游利润的同时，更贴近市场终端掌握需求动态。

提升发电侧技术和运营水平：在电价不确定的情况下，更要盯紧发电量和成本。发电企业应通过技术改造和精细运维尽可能多发电、发好电。例如安装先进的预测和控制系统，提高与电网报送计划的准确度，减少偏差费用和弃限电；对风机、组件进行升级改造（如加高塔筒、组件增容等）提升容量因子，136号文本身也鼓励存量项目设备升级。同时重视电站的可调节能力建设，配置适当储能（若经济可行）以参与调频或移峰，或通过改造具备低电压穿越、一次调频等支持电网的功能，在未来的辅助服务市场中争取收益。降本增效仍是主题，包括运维成本、财务成本的降低。特别建议与金融机构合作创新，用更加灵活的融资安排应对市场波动，比如尝试发行收益挂钩型绿色债券，利率与项目电价收益挂钩，一定程度上转移风险给投资人；或与保险公司合作推出电价险，为极端低价时的收入损失投保。这些金融工具在国际能源市场已有实践，国内需要发电企业主动探索，才能得到金融机构响应。

聚焦高价值场景，优化项目组合：企业在新时期要精选开发项目，不是见风就是雨地铺摊子，而要考虑项目的系统价值和市场价值。优先投资那些“源荷匹配度高”的项目：如靠近负荷中心、送出不受限的新能源基地，或出力特性契合高价时段的项目（如晚峰风电、光热发电等）。同时关注政策倾斜点：如某省对分布式保障好，就可考虑加大工商业分布式光伏开发并与当地工商业用户绑定销售，这既拿得到保障电价又节省输电费用。再如海上风电在沿海省保障年限更长，且未纳入保障范围的部分或许还能拿国家补贴残余，综合回报率可能高于陆上风电，可予以更多重视。当然还要审视区域市场格局，比如某省能源格局项目很多竞争激烈，企业可以错位选择竞争较缓和的区域先行进入，避开恶性压价。多元布局也是必要的，同时拥有风、光、电化学储能等资产，可以在不同条件下相互弥补盈亏。此外，可探索产业链协同，比如能源企业与高耗能企业结成“绿电供应联盟”，共同投资上游新能源和下游消纳项目，内部签订长协。这种模式下能源企业锁定了销售，制造企业锁定了能源成本，皆大欢喜。总之，新能源企业应跳出只做发电生意的框框，向产融结合、上下游合作的新模式转变，以提高对冲风险和把握市场机遇的能力。

3、对于技术和装备提供商（含储能、电网技术、数字化服务企业）

聚焦提升系统灵活性和智能化的解决方案：随着新能源深度融入电网，对系统调节和管理的要求大幅提高，迫切需要新技术赋能。技术提供商应抓住这一市场需求，开发和推广有助于提高电网灵活性、新能源可控性的产品。比如，大容量储能技术（锂电、钠电、飞轮、压缩空气等）在成本快速下降中，装备厂商应与电力公司和发电企业合作，提供模块化储能电站整体解决方案，包含储能本体、能量管理系统、商业运营模型，让储能容易接入并盈利。抽水蓄能行业应加快创新以缩短建设周期、降低成本，因为它仍是性价比最高的长时储能，应对更复杂工况，如可变速抽蓄等，提高调节性能。智能控制和数字化方面，开发商应提供新能源场站的高级控制系统，实现风光场站对频率电压的支撑能力，以及参与调频调压的主动性能，让新能源具备部分传统机组功能，赢得电网调度更多信任和调度优先。虚拟电厂平台也是巨大机遇：整合分散的光伏、充电桩、楼宇空调等资源，实现聚合控制和与市场对接。这需要强大的物联网和AI算法支撑，ICT企业、电网设备企业可以联合推出标准化虚拟电厂解决方案，服务于电网公司和大用户，目前浙江、山东等地已在探索，有望成为新的技术市场。

服务发电和用电企业的优化运营：装备和技术企业不仅应卖设备，更要卖方案、卖服务。针对新能源运营企业，提供发电量预测和交易辅助决策软件，利用机器学习模型结合气象、大数据，帮助其更准确预测出力并制定报价策略。这类数字化产品可大幅降低新能源企业因偏差和报价失误造成的损失。针对工商业用户，技术企业可提供能源管理系统(EMS)和负荷优化控制产品，实现根据电价信号自动调节用能设备运行，如工厂能耗优化系统、楼宇智能控制系统等，让用户无缝响应市场价格，节省电费。这其中包括工业园区级的能源协调：一些综合能源服务商可以为园区设计“源网荷储”一体化方案，配置分布式电源、储能和能管系统，使整个园区在市场中实现自我优化。装备提供商应与金融方、服务方合作，以合同能源管理等方式推广这些技术，让用户无须前期大投入即可使用。例如，储能厂商可以与用户签订共享储能协议，用户场地安装储能，由厂商运营，根据用户削峰情况分享收益，这等于卖的是储能效果服务而非设备本身。这种新商业模式符合当下用户降本和厂家扩市场的双重需求，可积极探索。

积极参与标准制定和试点示范：新市场环境下很多领域缺乏行业标准和成功经验，技术提供商应发挥主动性，与主管部门、电网和用户合作，投入试点项目积累数据和案例。例如参与“新型电力系统”示范工程建设，展示高比例新能源电网自动控制、数字孪生调度、全天候稳定运行的技术；参与绿电直供、虚拟电厂等试点，把自己的设备和平台投入实际环境，不断完善性能。这些先行示范不仅有利于推动行业标准（谁参与制定标准，未来就占据技术优势），也能让公司品牌在市场化改革的浪潮中占得先机。政府往往也支持示范项目，有政策和资金扶持，企业应善加利用，加速自身技术成熟落地。一旦市场全面铺开，有示范经验者将在招标竞争中胜出，获得大份额。

总的来看，本次新能源上网电价市场化改革既带来了挑战，也孕育着巨大的新市场机遇。胜出者将是那些顺势而为、主动求变的参与者：政策层面，唯有持续优化改革配套，才能实现能源转型和电力可靠的双赢；企业层面，唯有提升自身竞争力和适应能力，才能在新规则下创造价值。站在2025年中这一时点展望未来，笔者对我国新能源事业保持坚定信心：市场化的风帆已经扬起，尽管航程中会有波折，但方向正确、动力澎湃，我国终将驶向一个高比例新能源、安全高效的新型电力系统的彼岸。届时，我们今天经历的改革阵痛和探索历程，都将化作宝贵经验，助力这一历史性跨越的实现。我们相信，通过各方的不懈努力和理性应对，我国定能走出一条新能源高质量发展之路，在全球能源转型中继续领跑，为实现“双碳”目标和能源安全做出新的更大贡献。

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