在酝酿一年之后，2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《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通知》【发改价格〔2025〕136号】（简称136号文），
标志着新能源“固定电价”时代的结束，全面进入电价市场化的发展周期。
从2023年下半年开始，新能源进入电力市场的行业认知一步步加深，但随着这种预期的深入，在面对不可预知的收益预期时，整个新能源行业都在“忐忑”中等待政策，期待一个更为明确的行业引导。
随着靴子落地，136号文从国家宏观层面明确了新能源进入电力市场化交易的方向与趋势，也进一步明确了未来的新能源项目投资的不确定性，抬高了投资门槛。对于行业而言，深刻理解电力市场与新能源投资两个行业的企业，或将在这次的政策变动中获得发展先机。
关键词：机制电价
与此前新能源电价政策相比，136号文除了明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场之外，
引入了新的价格结算机制
是新政中最为重要的变化之一。
众所周知，按照此前的电价制度，一般来说新能源电站的收益由保障性+市场交易两部分组成。其中市场交易部分由于光伏电站出力同时率过高等因素，往往会远低于燃煤基准价，当前西北部分省份出现的0.1元/度或者不足0.2元的电价，均是光伏入市带来电价骤降的典型案例。
表一：新旧制度下，新能源电站收益组成的对比
从此前的案例可以看到，入市比例越高，光伏电站的电价越低，所以在136号文中，为了规避一次性要求不同投资水平的新能源电站全电量入市带来的电价与收益骤降，导致项目亏损或者投资积极性断崖式下跌，故提出了机制电价这一模式来稳定收益预期。
但同时，尽管有新的价格结算机制来一定程度上避免了电价骤降，但对于新能源投资与运营而言，
享受机制电价亦并非易事。
一方面，根据文件的要求，机制电价有执行期限，增量项目的期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，并且增量项目需要竞价进入机制电价范围、而存量项目的机制电价比例则要求逐年递减。
另一方面，从交易策略来看，文件指出“纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用”，
这意味着即便进入机制电价执行范围的项目，也不能“躺平”一味报低价，还得努力跟得上市场的交易均价。
表二：机制电价下，某光伏电站不同交易电价下的结算电价预测假设
上述表格根据文件规则做出的假设，可以看到的是，一味的低价策略并不能拿到较高的结算电价，这也间接对新能源电站的交易水平提出了更高的要求。
再细分一点来看，机制电价的电量规模、电价水平及执行期限都有明确的规定，如下图。
需要指出的是，可参与机制电价的电站项目为各地每年组织已投产和未来12个月内投产的项目以及未纳入机制电价的项目，因此机制电价的竞价程序与各省指标竞配并无关联，且当年没纳入也无需担忧，每年均可参与。
但这对于投资企业而言，在拿到项目指标进行收益测算时，其实仍不能明确最终的电价水平，这也是电力市场化最为典型的特点——
在真正参与电力市场交易运营之前，并没有一个固定的电价可供收益测算。
层层递进的行业影响
毋庸置疑的是，新能源电价全面市场化，最大的不确定便是收益测算模型的调整，原有的财务模型将被颠覆，而此前的投资逻辑也需要调整，
即新能源不再是稳定不变的现金流之王，不同年份有盈有亏可能会成为常态。
此外，新能源投资的技术难度会提高，是否具有投资价值需要综合用电量增长情况、电力供需等因素进行测算。这些变化一定程度上或将引导投资商有序、有价值的投资，而不是此前的“一窝蜂”似的竞争状态。
除此之外，136号文带来的行业格局重塑还将体现在方方面面。
交易水平成为未来电站运营的关键。
全部参与市场化交易的电站本身考验的就是企业的交易能力，而进入机制电价范围的电量也需要交易能力来支撑。
详细来看，从表二可以看到，交易电价太低，最后的实际结算电价也是最低，而如果报高价，那么可能导致在市场上无法成交，也拿不到机制电价下的结算电价。
储能发展从强制配储到新能源主动为之。
尽管136号文明确“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”，但为了解决光伏出力同时性过高带来的低电价问题，主动配套储能变成了最可能实现的路径之一。
这意味着未来的新能源配储将摆脱当前配而不用的困境，转为主动配套，配套规模、调用比例及成本收益测算，都将成为新能源投资商由获取高电价为目的的主动为之。
