核心观点 - 国家发改委、能源局于2025年2月联合印发“136号文”，标志着中国新能源上网电价模式从“保量保价”全面转向市场化，旨在通过价格信号引导投资，促进行业高质量发展 [1] 政策内容与影响 - “136号文”明确推动新能源上网电价全面由市场形成，上网电量原则上全部进入电力市场，并建立“多退少补”的差价结算机制以稳定企业预期 [4] - 政策区分存量和增量项目实行不同政策，短期内引发行业转型阵痛，导致企业为规避未来收益不确定性而在政策切换窗口期前加速项目推进，形成“抢装潮” [4] - 政策明确叫停新能源强制配储，短期内对储能行业造成影响，2025年第一季度国内新增投运新型储能项目装机规模同比-1.5%/-5.5%，倒逼行业向“市场驱动”转型 [14] 地方执行与电价分化 - 全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团已出台配套承接方案，各地增量项目机制电价竞价结果分化明显 [2] - 上海2026年统一竞价项目机制电价为0.4155元/千瓦时，接近其竞价上限0.42元/千瓦时 [10] - 重庆2026年光伏竞价项目机制电价为0.3963元/千瓦时，接近其竞价上限0.3964元/千瓦时 [10] - 山东2025年度光伏机制电价出清价格为0.225元/千瓦时，接近其竞价下限0.123元/千瓦时，风电出清价格为0.319元/千瓦时 [10][11] - 广东2025年6月1日至2026年10月31日投产的分布式光伏项目机制电价为0.36元/千瓦时，竞价上限为0.4元/千瓦时 [11] - 河北南网、冀北电网明确增量项目竞价上限暂不高于当地燃煤发电基准价，通过“电量充裕、价格有吸引力”的策略鼓励投资 [14][15] 对行业与企业的具体影响 - 电价分化显著影响投资方向，如山东光伏电价低可能导致投资热情降低，资本转向风电或转向其他地区 [3][13] - 新能源企业核心收益模式发生变革，需提升两方面能力：投资前建立基于电力交易的财务分析模型预测收益率；运营期组建电力交易团队或委托专业托管机构以提升收益 [3][14] - 新能源大规模入市后会拉低电能量市场价格，未来需要完善容量保障机制 [8] - 在冀北等新能源比例高位地区，大量新能源电量入市压低了市场化交易整体电价水平，致使煤电市场化交易电量缩减，需关注如何保障煤电实际发电小时数 [16] 政策目标与长期展望 - 政策旨在通过市场化方式反映供需关系，引导投资流向真正需要新能源的地区，促进新能源合理、有序、高质量发展 [7] - 中长期看，随着技术进步及储能等调节能力配置、市场交易能力提升，新能源市场交易价格将更接近其合理发电成本区间 [17] - 新能源电量占比持续提升将对传统燃煤发电产生替代作用，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型 [17] - 当前市场痛点在于市场价格未充分体现新能源的环境价值，未来需通过绿证等制度合理体现环境价值，以推动储能等灵活性资源发展 [7] 配套政策与行业基础 - “136号文”发布后，相关配套政策持续出台，涉及虚拟电厂、电力现货市场、绿电直连、零碳园区、就近消纳、新型储能及新能源消纳调控等领域，为市场化发展和可持续发展奠定制度基础 [6][7]