136号文，全称《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），于2025年初由国家发展改革委、国家能源局联合发布。

这份文件被广泛视为中国新能源发展史上的“分水岭”，标志着新能源产业正式告别持续十余年的政府定价与补贴依赖时代，全面迈入市场化竞争、价格由供需决定的“丛林时代”。

那么，136号文到底改变了什么？它为何引发全行业震动？

从“政策定价”到“市场定价”

历史性转向

在136号文出台之前，中国新能源电价机制经历了三个发展阶段，标杆电价阶段（2013–2018）、指导价阶段（2019–2020）、平价竞价阶段（2021–2024）。

尽管每一阶段都在推动市场化，但本质上仍由政府设定价格上限或保障收购，新能源项目收益相对稳定，企业对政策依赖性强。

而136号文的核心逻辑是，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。

这意味着，政府不再直接定价，新能源项目必须与火电、水电等常规电源同台竞价，电价高低取决于供需关系、出力曲线、系统调节能力等市场因素。

从根本上改变了电价的形成逻辑。

为了缓和市场波动对新能源项目的冲击，政策采用“分类施策”原则，“老人老办法、新人新办法”。

同时，136号文同步引入“可持续发展价格结算机制”，即差价结算机制。

当市场交易均价低于政府设定的“机制电价”时，电网企业给予补贴；反之则退还收益，形成“多退少补”的调节池。

这一机制的设计意图是，既不回到固定电价的老路，也不放任价格剧烈波动，而是通过“市场+调节”的双轨制，为新能源转型提供缓冲期。

差价结算、新老划断、分类施策

136号文的政策架构并非“一刀切”，而是通过精细化的制度设计，实现平稳过渡。

差价结算机制：市场之外的“隐形之手”。

差价结算是136号文最具创新性的制度安排。其本质是，新能源项目全部电量按市场价格结算，但对部分“机制电量”，若市场均价低于机制电价，则给予补差；若高于，则回收部分收益。

例如，某风电项目市场电价为0.30元/kWh，机制电价为0.39元/kWh，若其40%电量纳入机制，则最终结算价为：

补差=(0.39−0.30)×40% = 0.036元/kWh

最终结算价=0.30+ 0.036=0.336 元/kWh

这一机制既保障了项目基本收益，又避免了过度激励，推动企业关注市场信号、优化发电行为。

新老划断：存量项目“温柔退出”，增量项目“裸泳入场”。

136号文以2025年6月1日为界，区分存量与增量项目。

存量项目：机制电价参考燃煤基准价，机制电量比例较高（如广东110kV以下项目可达100%），执行期限最长为20年或剩余合理利用小时数。

增量项目：机制电量比例受限（如广东110kV以上项目仅70%），机制电价需通过竞价确定，逐年下降，且需提交履约保函，防止“跑马圈地”。

这意味着：老项目享受“政策余温”，新项目必须凭实力竞争，行业红利逐步退坡，倒逼企业从“拿项目”转向“降本增效”。

现货市场联动：从“差量结算”到“差价结算”。

在电力现货市场方面，136号文推动结算方式从“差量结算”转向“差价结算“。

前者仅对偏差电量按现货价结算，后者则将全部电量按现货价结算，中长期合同仅作为差价合约处理。

这一变化强化了现货价格信号的引导作用，使新能源企业必须关注实时供需、主动调整出力，提升系统灵活性。

新能安储能事业部中国区总裁马金鹏对此直言，风光项目的财务模型由确定性转变成不确定性，应对风险的能力变弱，这就要求企业必须主动寻求提升收益的市场化手段。

重塑利润模型，倒逼产业升级

136号文的落地，对新能源行业的影响是结构性、长期性、不可逆的。

过去，新能源项目收益=固定电价×发电量，企业只需关注资源条件和设备效率。

如今，收益=市场价格×全部电量+差价调节×机制电量，电价成为最大变量。

这种盈利逻辑的转变，在行业内引发了显著的行为调整。

一方面，为抢占存量政策的“末班车”，2025年上半年出现了新能源项目的“突击抢装潮”。

但同时也出现了理性的项目筛选，对于预期收益不达标、消纳无保障的项目，企业主动选择终止或延期，避免长期亏损。

河北省对2024年底到期未建成的风光项目进行梳理，拟取消4个光伏项目、调整42个风光项目；内蒙古更是废止了37个市场化并网新能源项目，总规模达12.65GW，占已批复项目规模的19.8%。

这种“抢装与清退并存”的现象，标志着行业正从盲目扩张走向成熟理性。

另一方面，增量项目开始聚焦全生命周期的成本控制与收益优化，通过技术创新提升发电效率、降低运维成本，同时积极参与现货市场、绿电交易等市场化场景，挖掘多元收益空间。

在储能领域，136号文带来的改变更为深刻。直接推动储能行业从“政策强制配储”向“市场驱动配置”转型，实现了从成本项到价值项的身份转变。

自2017年青海省首次提出强制配储以来，全国20多个省份相继跟进，强制配储成为推动储能行业发展的主要动力。

但这种模式下，储能被视为新能源项目并网的“附属成本”，投资商在测算时仅将其作为支出项，不考虑其收益潜力，导致行业陷入低价竞争的恶性循环。

企业为争夺项目不断压低储能系统报价，忽视产品质量与技术可靠性，甚至出现“劣币驱逐良币”的现象。这也是为何众多拥有高质量产品的国内头部企业此前将市场重点聚焦于国外。

136号文明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，彻底终结了强制配储模式，但这并不意味着储能的重要性下降，反而通过市场化机制激活了其多元价值。

据国际能源网了解，山东某100MW光伏项目配置20MW/40MWh储能后，年增收超800万元，内部收益率（IRR）提升3.2个百分点；新疆某风电场通过配置15%储能，限电率从18%降至8%，电价折扣损失减少60%。

此外，136号文允许对技术成本高、系统价值大的新能源项目单独竞价，如光热发电、深远海风电等，机制电价可高于燃煤基准价。

这为调峰能力强、绿色属性高的技术路线打开政策空间，推动新能源从“发电”向“发电+系统服务”转型。

不得不提，在竞价机制下，报价越低越易入选，但过低则压缩差价收益，企业面临“报低亏、报高落选”的博弈困境。

136号文要求各省在2025年底前出台实施细则，进入11月份以来，海南、重庆、湖北、宁夏、湖南、四川、陕西、福建、浙江、江西、江苏、青海、吉林、贵州、北京、山西等陆续启动增量新能源项目机制电价竞价，截至目前已有27省市开展竞价。

预示着新能源“地方竞争”的时代已经真正到来。

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从发电上网到系统共生

尽管136号文制度设计精巧，但其长期成效仍面临多重挑战。

新能源出力具有间歇性，在现货市场中易出现“高电价时段不出力、低电价时段大发”的错配，导致实际收益低于预期。

136号文涉及电价、交易、储能、绿证、碳市场等多个体系，政策之间需高度协同。例如，绿电交易与差价机制如何衔接？储能收益如何体现？负电价背景下用户侧如何响应？

新能源全面入市后，系统对灵活性资源的需求激增，但当前储能、虚拟电厂、需求响应等机制尚不成熟。

不同地区资源禀赋、电力市场成熟度差异大，“全国统一机制+地方差异化实施”能否兼顾公平与效率？是否会出现“西部资源区低价竞争、东部负荷区高价受益”的跨区域利益失衡？

可以肯定的是，136号文不是简单的电价调整，而是一场系统性机制重构，从政策喂养到市场淬炼，从规模扩张到质量优先，从发电上网到系统共生。

136号文，是一场没有退路的革命。

它新能源开启了“适者生存”的市场纪元。在这场变革中，有人将出局，有人将崛起；有人看到的是风险，有人看到的是机遇。

唯一可以确定的是：136号文之后，中国新能源再无回头路。