AI导读：

国家发改委发布136号文，新能源项目上网电量全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。文件提出建立新能源可持续发展价格结算机制，平衡项目收益和市场价格。同时取消配置储能作为新能源项目前置条件，对储能产业产生影响。电力市场化改革加速推进。

国家发改委2月9日发布的《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）提出，新能源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。这意味着中国新能源发电从保障性收购、有序入市进入到全面入市阶段。业内人士认为，这是国内电力市场化改革的重要一步。

新政发布后，新能源电站投资者和运营商面临从旱涝保收的“保量保价”模式向“不保量不保价”的市场化电价模式转变的考验。真正的挑战在于如何以何种策略应对。杜彬（化名）等投资者表示，虽然对此有预期，但新能源参与电力市场的风险中，最受关注的莫过于消纳风险和度电收益的不确定性，即“量”和“价”的变化。

为保障新能源项目收益，136号文创新性地提出“建立新能源可持续发展价格结算机制”，即新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。这一机制旨在平衡新能源项目收益和市场价格，参考了英国等国的政府授权差价合约（CFD）模式。

此外，136号文还提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等前置条件”，对储能产业产生影响。业内人士分析，虽然短期内以配储需求主导的国内储能市场需求可能受到影响，但长期来看，电力市场化将推进丰富储能的商业场景和盈利模式，加快产业优胜劣汰。

国金证券研报认为，该机制的核心要素均取决于地方态度，需平衡好清洁能源转型与用能成本的关系。全面入市后将加大新能源公司收益分化，市场交易策略更优异、更靠近负荷中心或外送通道、出力曲线与负荷曲线更贴近的资产更具价值。

（文章来源：第一财经）