136号文落地见效：新能源电价市场化改革的实施路径与区域分化
王绍敏 张晓霞
2025年2月，国家发改委发布《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，以下简称“136号文”），全面推进新能源项目进入电力市场，为新能源高质量发展奠定制度基础。截至2025年12月底，全国32个省区（除港澳台外）已全部完成实施方案发布，增量项目竞价工作基本落地。政策落地总体平稳有序，不仅有效推动了新能源规模化发展，更在深层次上重塑了行业投资逻辑与发展生态，为构建新型电力体系奠定了坚实基础。
一、政策落地高效协同，衔接过渡稳妥有序
136号文发布后，各地迅速响应，从2025年5月蒙东率先破冰，9月至10月迎来落地高峰，近六成省区集中发布实施方案，到12月底广西收官，全国历时8个月完成从中央出台到地方实施方案编制与发布全过程，展现了政策部署与地方响应的协同效能。在改革红利的持续释放下，预计2026年全国将投产新能源装机3.3亿千瓦，新能源产业呈现总体平稳态势，验证了市场化机制在资源配置中的核心作用，充分彰显了136号文以制度创新驱动产业高质量发展的强大生命力。
图1 各地实施方案发布时间图
在存量项目衔接上，各地遵循“新老划断、分类施策”原则，确保政策切换平稳过渡。机制电量规模总体与保障性电量保持一致，机制电价普遍执行当地燃煤基准价，执行期限以20年或合理利用小时数为基准，特殊项目灵活调整。
表1 各地存量项目机制电价情况
例如，青海对扶贫项目执行补贴基准价，广西为平价项目设置3年过渡期；海南按20年减去已投产运行时间确定执行期限。这种稳妥过渡安排有效避免了市场震荡，确保了政策切换期的行业稳定。
二、市场化机制显效，释放产业发展新动能
截至2026年2月底，除贵州、蒙西、蒙东外，其余29个省/区已完成首次增量项目竞价工作。竞价结果反映出资源禀赋、消纳能力与电价承受力的区域差异。标志着136号文构建的分区分类竞价机制生效，推动资源配置效率提升，为产业高质量发展注入新动能。
一是竞价条件设置适配区域禀赋与技术特性。全国22省区按风电、光伏分类竞价，沿海省份进一步细分海上风电、深远海风电等类型，竞价规则与区域资源禀赋、技术特性高度匹配。其中，山东省在2026年增量项目竞价中，针对深远海风电离岸距离远、施工难度大、建设造价高的突出特点，未单独组织专项竞价，创新采用与风电项目联动定价与差异化核算模式，有效破解了与风电统一竞价难以兼顾成本差异的难题，充分体现了对技术成本差异的尊重。同时，竞价规模与地方规划紧密挂钩，冀北、新疆等大省竞价电量规模超百亿千瓦时，而北京、浙江则根据消纳能力适度控制，分别为12亿千瓦时、14.74亿千瓦时,避免盲目扩张；广西机制电量总规模达141.66亿千瓦时，呈现出与其资源禀赋适配的风电绝对主导结构特征。风电入选电量规模高达122.24亿千瓦时，占比86.3%；光伏入选电量规模仅为19.42亿千瓦时，占比13.7%。
二是价格限值呈现科学梯度布局。东部地区如上海、广东设置较高竞价上限（海上风电达0.453元/千瓦时），支撑高造价项目发展；西部如青海、甘肃则收紧价格区间，抑制投资过热。这种东西分化格局是基于系统消纳成本的真实反映，引导投资者理性评估项目经济性。
图2 各省风电项目竞价限值情况
图3 各省光伏项目竞价限值情况
三是竞价结果呈显著区域分化，折射系统结构性矛盾。受电源结构、电力供需及资源条件影响，各地竞价结果呈现显著区域分化，形成西部低价承压、东部价格稳健的梯度格局。各地增量项目竞价电价、电量结果如图4和图5所示。
西部新能源富集区受“源多荷少”结构性矛盾制约，电价水平普遍承压。新疆2026年风电、光伏竞价电价分别降至0.21元/千瓦时、0.15元/千瓦时，较2025年显著下调；甘肃连续两年以下限价0.1954元/千瓦时成交，市场竞争尤为激烈。2025年蒙西、蒙东电力现货均价仅为0.169元/千瓦时、0.126元/千瓦时，进一步增加了项目投资不确定性。东部地区则凭借良好的消纳条件与电价承受能力，保持价格稳健。这种分化恰恰证明了136号文搭建的市场化机制，如同一面透视镜，将长期被固定电价模式所掩盖的电力系统结构性矛盾充分显性化，为后续破解深层次发展难题、推动系统整体优化指明了方向。
三、市场规则稳步深化，交易机制平滑过渡
我国各地在资源禀赋、经济基础、市场建设进程及政策理解深度上存在显著差异，决定了136号文的落地路径与推进节奏必然呈现区域分化特征。因此，全面贯彻落实136号文，是一个循序渐进、持续深化的过程。当前，部分省份对节点电价等市场机制的理解仍需深化，终端用户电价承受能力与新能源发展节奏的统筹平衡，仍需在实践中探索完善。
一是多元探索现货市场衔接，日前市场逐步铺开。各地因地制宜推进新能源参与日前市场与中长期交易，体现政策落实的“过程性”特征。一方面，日前市场参与机制稳步破冰。山西、山东等8省已允许新能源自愿参与日前市场，另有16个省份明确提出加快推动进程，标志着现货市场衔接正从点状突破向全面铺开过渡。另一方面，中长期交易模式呈现差异化路径。针对机制电量的交易方式，北京、天津、冀北三地明确机制电量可直接参与中长期交易，依托成熟的市场环境发挥主体作用；安徽、江西、四川、吉林四省由电网企业代表用户签订中长期合同；山西、山东等24个地区明确机制电量不参与中长期交易，“一地一策”的差异化进展，充分表明136号文的落地是一个动态演进的过程，需要给予地方足够的时间窗口，逐步从机制磨合走向成熟完善。
二是差异化调整机制电量比例，平衡投资与民生需求。各地结合发展诉求差异化调整单个项目机制电量比例上限。北京、天津、河北南网等20个地区设置80%～90%的比例上限；江西、青海、宁夏、新疆、云南等省为平衡吸引新能源投资和维持用电价格稳定，单个项目机制电量比例均未达到国家指导的80%比例。其中青海为激励更多项目落地，将比例上限降至40%；湖北集中式新能源比例上限为50%；新疆2025年为62.5%，2026年为上网电量80%；江西、宁夏均为65%；山东风电为70%；云南光伏为75%、风电为65%。当前部分区域在政策落实上存在的分歧与博弈，正是改革向纵深推进、真正落地见效的前沿阵地，相较于表面的“相安无事”，这种深层次的探索与磨合，更能推动改革触及核心、落地生根。
四、重塑发展生态，引领新能源高质量转型
新能源市场化价格机制的本质，是在发电侧开展一场基于时空价值的利益格局重构。这一机制倒逼发电企业强化成本管控，推动经营理念从规模扩张向投资决策前端延伸，引导企业在项目立项阶段即统筹量价关系，重视设备选型与节点位置的价值挖掘。这场由内而外的行业变革，不仅推动非技术成本持续下降，更让新能源回归电力商品的本质属性，唤醒全行业从“量增”到“质优”转型的高质量发展意识，这正是136号文深化新能源上网电价市场化改革的核心初衷。136号文以科学、前瞻的制度设计，成功开启了新能源高质量发展的新阶段。其价值不仅在于破解当前新能源价格形成的现实难题，更在于构建面向未来的电力市场生态。
一是新能源投资导向更趋理性。东西部投资路径分化明显。西部地区机制电量比例普遍较低，多数项目除扶贫及分散式新能源外已基本全面入市。存量项目执行燃煤基准价，而增量项目竞价上限普遍低于基准价，形成低比例叠加低电价的双重约束。东部地区则凭借高机制电量比例和高竞价上限为项目收益提供了较稳定支撑。在新能源造价区域差异收窄的背景下，机制电量比例与电价水平成为引导投资布局的关键信号。西部地区低电价与低比例机制电量抑制项目收益，倒逼企业通过技术创新、储能配套与跨省协同等方式提升项目经济性。
二是新能源装机结构将持续优化。基于各地增量项目竞价结果来看，东西部电价差异将进一步引导投资向消纳条件好、电价承受能力强的地区集中。整体装机布局更趋合理。未来，我国新能源发展将逐步形成与资源条件、电网架构和市场需求相匹配的布局格局，为新型电力体系构建提供坚实支撑，助力实现“双碳”目标。
综上，136号文的落地，绝非单纯的电价机制调整，而是我国新能源产业发展史上的里程碑式革新。作为国家落实“双碳”目标、构建新型电力体系的战略棋局，以市场化手段破解新能源发展瓶颈，重构了电能量价格的核心逻辑，即实时市场决定电能量价格，引导电力行业聚焦实时市场，凸显未被重视的电力商品时空价值，为我国电力商品价格体系的完善迈出了关键一步。从顶层设计的宏观擘画到地方执行的高效落地，从存量项目的平稳过渡到增量项目的有序竞价，136号文紧扣“稳过渡、强机制、优生态、促转型”主线，既保障了产业连续性，又精准击中了市场化改革要害。其深远意义在于倒逼行业从规模扩张转向质量提升，实现经济、社会与生态效益的统一。展望未来，随着机制深化，136号文必将引领新能源走向高效、理性、可持续的新阶段，为能源安全与“双碳”目标提供坚实的制度基石。
作者单位：中国华能集团有限公司能源研究院
编辑：韩懿
校对：刘卓
