2025年10月17日，江苏省发改委正式发布《江苏省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》，明确了全省新能源电价市场化改革的具体路径和时间节点，自2026年1月1日起执行，有效期五年。
2026年1月1日起，全省光伏发电、风力发电项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；适时推动生物质发电等其他新能源项目参与交易。存量项目（2025年6月1日前并网）：机制电量占比不高于90%（户用分布式光伏、光伏扶贫项目为100%），机制电价参考江苏省燃煤发电基准价（0.391元/千瓦时）执行，执行期限至项目剩余全生命周期合理利用小时数耗尽或全容量投产满20年（取较早者）。增量项目（2025年6月1日后并网）：不再强制配储，通过竞价获取机制电量（申报电量不低于每年机制电量总规模的125%），机制电价通过分类竞价（海上风电、其他风电和光伏）确定，执行期限按同类项目回收初始投资的平均期限确定。
2025年初，国家发改委、能源局联合发布的《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，简称“136号文”）正式实施。
这份里程碑式的文件彻底改变了新能源行业的游戏规则。以2025年6月1日为界，按“新老划断”原则差异化推进存量和增量项目全面入市。
随着广东、江苏、辽宁等省份相继出台承接方案，新能源产业正式从“政策依赖”迈向“市场驱动”新阶段。
01 136号文核心：重构新能源行业逻辑
136号文的核心在于宣告新能源产业彻底告别“计划呵护”，全面拥抱竞争激烈的市场化环境。政策推动新能源从以往“保障性收购为主、部分参与市场”的模式，坚定转向 “全面入市交易+场外机制保障” 的新范式。
存量与增量差异化管控
政策对存量和增量项目采取了分类施策的思路。
存量项目（2025年6月1日前投产）继续执行差价结算机制，机制电价参考当地燃煤发电基准价执行。如广东省明确存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行。
增量项目（2025年6月1日起投产）则完全转向市场化竞价模式。各省份组织已投产和预计次年年底前投产的项目参与竞争，按报价从低到高确定入选项目。
取消强制配储
136号文明确“不得将储能作为新能源项目并网前置条件”，直接终结行政强制配储模式。这一转变推动储能从“必须完成的政策任务”转变为“能赚钱的盈利选择”，企业可通过峰谷套利、辅助服务等方式覆盖成本，竞争焦点从“卷价格”转向“卷价值”。
02 地方响应：各省市政策落地举措汇总
截至2025年10月，全国已有广东、辽宁、江苏、山东、甘肃等13个省份出台了“136号文”承接文件，各地根据实际情况制定了差异化实施方案。
广东省实施方案
广东省于2025年9月19日印发《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实施方案》。方案明确：存量项目机制电价参考广东省燃煤发电基准价0.453元/千瓦时执行；增量项目则按海上风电、其他风电和光伏项目三类分别组织竞价。广东还支持创建一批“低碳园区”“零碳园区”，建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。
江苏省政策特点
江苏省的实施方案将于2026年1月1日起正式实施，明确全省光伏、风电上网电量全部进入电力市场。江苏采取了较为宽松的存量项目机制电量比例——90%，其中户用分布式光伏项目、光伏扶贫项目机制电量比例为100%。机制电价参考江苏省燃煤基准价0.391元/千瓦时执行。
辽宁省执行方案
辽宁省在2025年10月14日发布了新能源上网电价新政策，明确存量项目机制电价为0.3749元/千瓦时。执行期限按各项目剩余全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。
其他地区进展
山西省长治市：聚焦智慧能碳源网荷储一体化，建设“市级—区县级—企业级”三级能源互联网平台
甘肃、山东：率先建立发电侧容量电价机制，甘肃还率先建立了包含煤电、电网侧新型储能的发电侧容量补偿机制
03 行业变革：新能源市场从政策驱动转向价值驱动
136号文的深入实施正从根本上改变新能源行业的盈利模式和发展逻辑，主要体现在三大转变：
盈利模式重构
新能源收益与市场供需绑定，通过“机制电价”衔接现货市场，在抑制价格无序波动、提供收益托底的同时，也限制溢价空间、重塑行业盈利模式。“机制电价-现货价格-中长期交易” 的价格联动机制正在形成闭环。随着各省竞价工作陆续展开，机制电价的全面落地将开启以投资收益为核心的新能源发展新周期。
储能行业转折
强制配储的取消倒逼储能行业断奶自立。新型储能从新能源的“附属品”蜕变为电力市场的“实力玩家”。储能企业需要通过现货套利、容量租赁或调频服务实现市场化盈利。
技术竞赛升级
136号文推动企业从“规模扩张”转向“效率提升”，具有成本优势、运行管控得当的增量项目，将通过市场获得高于行业平均水平的收益。深远海、大型化趋势催生风电技术迭代。随着海上风电向深远海逐步推进，大型化成为风机发展必然方向，将进一步推动风机各环节技术迭代。
04 未来十年：新能源企业竞争的关键领域
在全面市场化的环境下，新能源企业需要在以下几个方面构建核心竞争力：
精细化运营能力
电力现货市场价格波动剧烈，精准预测成为提升市场竞争力的关键筹码。预测误差每降低1个百分点，就可能为风电项目带来2%-3% 的额外收益。企业需提升交易策略，例如与储能“打捆”形成更稳定出力单元参与报价。
技术迭代速度
光伏与风电技术迭代加速。2025年上半年陆风新增装机并网同比增长95.52%，海风新增装机并网同比增长200%。大型化成为风机发展必然方向，推动塔筒、碳纤维叶片、半直驱传动链等技术升级。
市场化交易能力
新能源企业需要建立专业的交易团队，把握电力市场交易机会，参与绿电交易，获得绿证收益。具有成本优势、运行管控得当的增量项目，将通过市场获得高于行业平均水平的收益。
绿电价值变现
136号文推动新能源价值被拆分为电能量价格与环境溢价。企业可动态分配电量，绿证高价时优先售环境价值，低价时转售电能量，增强抗风险能力。同时，绿证成为钢铁、数据中心等行业签署长期绿电协议（PPA）的定价锚点，推动绿电消费规模化。
05 储能产业：从配角到C位的价值重塑
随着136号文的落实，储能行业站上了前所未有的风口。截至2025年6月，新型储能累计装机突破100GW，这个数字是“十三五”末的32倍。
多元化应用场景爆发
2025年1-9月，全球储能新增装机达86GW，同比增长92%，其中国内新增41GW、海外新增45GW，“四驾马车”共同撑起行业业绩弹性：新能源配储作为基本盘，受136号文存量抢装驱动。用户侧储能同样表现亮眼，广东、江苏等省份峰谷价差超1.2元/度，配套1MWh储能系统的企业年套利收益可超180万元。电网侧储能则在向“多收益模式”转型，不再依赖单一调峰业务。数据中心成为第四大需求支柱，2025年1-9月国内数据中心储能新增15.8GW，同比激增280%。（数据来自：36Kr-格隆汇）
容量补偿机制突破
新型储能容量补偿取得关键突破。《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027年）》和《电力现货连续运行地区市场建设指引》明确探索建立覆盖发电机组、新型储能等的可靠容量补偿机制。甘肃、宁夏已率先提出建立包含煤电、电网侧新型储能的发电侧容量补偿机制。在政策“明示”下，各地将逐步推动发电侧容量补偿机制建设。
市场化的道路已经铺开，各省份的竞价工作将陆续展开。未来几年，随着机制电价全面执行，我们将看到新能源行业真正的分水岭——拥有精细化运营能力、技术优势和良好项目选址的企业将在市场化浪潮中脱颖而出。
对于新能源企业，“跑马圈地” 的时代已经结束，“精耕细作” 的时代刚刚开始。未来十年，成功将属于那些能够把握技术迭代、精准预测发电、优化交易策略的市场参与者。
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