新能源电价全面市场化改革（136号文）下“十五五”电力市场未来展望
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新能源装机规模再创新高。截至2025年6月，全国新能源（主要包括风电、光伏发电）装机容量已突破16.7亿千瓦，在总装机规模中的占比高达45.8%，正式超越火电，跃居为我国第一大电源。在国家“双碳”目标的战略引领下，光伏组件、大容量风机等领域实现持续的技术创新与成本的碾压式下降，从戈壁荒漠上的万千风机，到沿海滩涂与工商业屋顶上的连绵光伏，新能源的足迹已遍布全国，我国电力系统历经数十年以煤为“锚”的格局被彻底重塑。
新能源电力消纳困境越来越明显。在新能源装机迅猛发展下，尤其是在风、光资源天赋异禀的西部省份，如青海、甘肃等地，弃风弃光率年年攀升，目前已接近10%——这意味着，在广袤的戈壁与荒漠上，风力发电机每空转十圈，光伏板每吸收十小时炽烈的阳光，所产出的电力中就有整整一度就要被白白浪费，其背后的资源损失和经济价值蒸发令人痛心。资源与负荷的逆向分布是先天矛盾，西部省份拥有全国最优质的风光资源，但本地工业基础和人口密度较低，电力消费市场空间有限，电网输送能力与新能源装机的爆发式增长仍存在脱节，跨省跨区的输电通道时常面临拥堵，难以将西部的绿色电力及时、足量地输送到千里之外电力饥渴的东部负荷中心。
新能源电力的波动性与间歇性加剧了系统调节的难度。新能源固有的间歇性、波动性特点，给电网的实时平衡与安全稳定运行带来了空前挑战。当风速骤降或阴云笼罩时，这16.7亿千瓦的庞大装机所能提供的瞬时有效电力可能远低于其额定容量。而西部地区的抽水蓄能、新型储能等灵活性资源建设相对滞后，调峰能力不足，迫使电网调度中心在为保证全网安全稳定运行时，不得不指令性地“抛弃”部分新能源电量。
因此，新能源跨越式发展在带来巨大绿色效益的同时，也带来了新能源电量难以消纳，浪费严重等难题，其已不再是单纯的技术问题，而是一项需要从电网建设、市场机制、储能行业等多方面协同推进的系统性工程。近期出台的“136号文，” 首次明确新能源全电量参与市场交易，开始了新能源电力市场机制深化改革的序幕。同时，136号文松绑强制配储，将储能选择权交还给市场主体，将推动储能行业在“十五五”期间迎来新的变革。
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为了破解我国能源资源与电力消费需求在地理上严重逆向分布的根本性难题——风能、太阳能资源富集于广袤的西部、北部地区，而电力消耗的“主力军”则集中在东南沿海的经济高地，作为国家能源战略骨干工程的“西电东送”与“北电南送”仍会继续推进。随着特高压直流输电工程的不断深化，特高压电网的结构也日益复杂和智能化，从单一线路向网状互联发展，有效提升跨区送电的可靠性与灵活性。
大数据、云计算、物联网等前沿数字技术的深度融入，正逐步推动电网实现智能化管理。即通过物联网技术实时监控电力设备运行状态，并采集数据；在此基础上，对历史负荷、实时气象、用户行为习惯乃至宏观经济数据进行深度挖掘和机器学习，实现对区域乃至全网电力需求的精准预测。
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根据不完全统计，截至2025年9月25日，全国已有超过27个省、自治区、直辖市针对“136号文”出台了本地的具体承接实施细则或已向社会公开征求意见。其核心逻辑是：上网电价由市场形成，同时建立“可持续发展价格结算机制”作为安全网。这一大规模、高密度的政策落地浪潮，意味着新能源电价全面市场化迈出了重要的一步。
“136号文”明确新能源电量全面参与市场交易，意味着新能源发电企业不再受到固定电价的托底，将全面参与市场竞争。为了应对短期内新能源全电量全面入市带来的市场波动和收益风险，同时给予新能源发电企业一定的缓冲时间，“136号文”引入了差价结算机制，建立了“稳定基础收益+动态激励”双轨模式；同时针对存量项目和增量项目，采取了分类分策的实施策略，存量项目沿用现有固定价格，增量项目通过市场化竞争机制进行调节。但是从长期来看，预计“十五五”期间，新能源电价全面市场化的进程仍会逐步加快推进。
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136 号文终结了强制配储政策，储能配置成为新能源企业基于收益测算的自主选择。从短期看，强制配储政策的取消，储能项目失去容量租赁的收益，储能配置成为新能源企业基于收益测算的自主选择。这种转变通过市场化手段倒逼新能源企业主动配置储能。
针对“136号文”，截至2025年9月25日，各省份出台的承接细则针对各省份的实际情况，呈现出不同的显著差异。这种差异使得储能行业呈现“区域分化”的特征，高电价差省份形成“短时长、高比例”的特征，高限电率省份则侧重“长时储能保消纳”。
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