各省、自治區、直轄市及新疆生產建設兵團發展改革委、能源局，天津市工業和信息化局、遼寧省工業和信息化廳、重慶市經濟和信息化委員會、甘肅省工業和信息化廳，北京市城市管理委員會，國家能源局各派出機構，國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司、中國核工業集團有限公司、中國華能集團有限公司、中國大唐集團有限公司、中國華電集團有限公司、國家電力投資集團有限公司、中國長江三峽集團有限公司、國家能源投資集團有限責任公司、國家開發投資集團有限公司、華潤（集團）有限公司、中國廣核集團有限公司：

為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，大力推動新能源高質量發展，現就深化新能源上網電價市場化改革有關事項通知如下。

一、總體思路

按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，深化新能源上網電價市場化改革。堅持市場化改革方向，推動新能源上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。堅持責任公平承擔，完善適應新能源發展的市場交易和價格機制，推動新能源公平參與市場交易。堅持分類施策，區分存量項目和增量項目，建立新能源可持續發展價格結算機制，保持存量項目政策銜接，穩定增量項目收益預期。堅持統籌協調，行業管理、價格機制、綠色能源消費等政策協同發力，完善電力市場體系，更好支撐新能源發展規劃目標實現。

二、推動新能源上網電價全面由市場形成

（一）推動新能源上網電量參與市場交易。新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。

（二）完善現貨市場交易和價格機制。完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。

（三）健全中長期市場交易和價格機制。不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格；省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，形成穩定供求關系。指導電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

三、建立健全支持新能源高質量發展的制度機制

（四）建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規模、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。

（五）新能源可持續發展價格結算機制的電量規模、機制電價和執行期限。2025年6月1日以前投產的新能源存量項目：（1）電量規模，由各地妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策。新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年。鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。（2）機制電價，按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。（3）執行期限，按照現行相關政策保障期限確定。光熱發電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現行政策執行。

2025年6月1日起投產的新能源增量項目：（1）每年新增納入機制的電量規模，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。通知實施后第一年新增納入機制的電量占當地增量項目新能源上網電量的比例，要與現有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發電量。（2）機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。（3）執行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。

（六）新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算。電力現貨市場連續運行地區，市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。各地將每年納入機制的電量分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。

（七）新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。已納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

四、保障措施

（八）加強組織落實。各省級價格主管部門會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體方案，做好影響測算分析，充分聽取有關方面意見，周密組織落實，主動協調解決實施過程中遇到的問題；加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，凝聚改革共識。國家能源局派出機構會同有關部門加強市場監管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩運行。電網企業做好結算和合同簽訂等相關工作，對新能源可持續發展價格結算機制執行結果單獨歸集。

（九）強化政策協同。強化規劃協同，各地改革實施方案要有利于國家新能源發展規劃目標的落實，并做好與國家能源電力規劃的銜接。強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。強化改革與優化環境協同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

（十）做好跟蹤評估。各地要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用。國家結合新能源技術進步、電力市場發展、綠色電力消費增長和綠證市場發展等情況，不斷完善可再生能源消納責任權重制度，適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化、條件成熟時擇機退出。

各地要在2025年底前出臺并實施具體方案，實施過程中遇有問題及時向國家發展改革委、國家能源局報告，國家將加強指導。現行政策相關規定與本通知不符的，以本通知為準。對生物質、地熱等發電項目，各地可參照本通知研究制定市場化方案。

數據來源：國家發展改革委

今年初，國家發改委、國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）（以下簡稱“136號文”），強調新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，而存量和增量項目分類施策，存量項目和增量項目以2025年6月1日為節點劃分。當前，隨著時間節點臨近，新能源行業將邁向從追求數量增長加速轉向追求更高質量的發展新周期。

　　近年來，我國新能源發電裝機規模迅速擴大。國家能源局發布的數據顯示，今年一季度，全國可再生能源新增裝機7675萬千瓦，同比增長21%，約占新增裝機的90%；全國可再生能源發電量達8160億千瓦時，同比增長18.7%，約占全部發電量的35.9%。

　　然而，隨著新能源大規模發展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也未公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯。在此背景下，亟須深化新能源上網電價市場化改革。同時，當前新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也為新能源全面參與市場創造了條件。

　　中電聯發布的數據顯示，2024年全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量617925.7億千瓦時，同比增長9%，占全社會用電量比重為62.7%，同比增長1.3個百分點。

　　業內人士認為，“136號文”下發意味著我國新能源上網電量將全面進入電力市場，以市場化方式建設新型電力系統邁出關鍵一步。

“‘136號文’發布后，新能源發電將全面入市，保障電量取消轉化為市場化交易的‘機制電量’，風光結算均價將持續下降。新型儲能參與現貨市場、輔助服務和容量市場機制將進一步完善。”國家電投集團經濟技術研究咨詢有限公司戰略與情報所資深高級主管、高級工程師張沖近日在第三屆新能源電力發展論壇暨第九屆新能源電站設計、工程與設備選型研討會上指出。

? ? ?值得注意的是，隨著“136號文”發布實施，從電站設計、設備選型再到電價收益測算，新能源投資模型以及思路正在轉變。新能源項目的收益模式將從過去的固定電價轉向市場化定價，推動企業從“規模擴張”轉向“精細化運營”，部分技術和管理相對落后、資金鏈薄弱的企業或面臨淘汰。

=》淘汰高成本的新能源項目！

　　國網能源研究院新能源所副室主任葉小寧指出，從投資布局看，市場價格信號將引導新能源向市場價格水平高、消納條件好的地區或節點轉移。“新能源企業盈利邏輯發生改變，從‘做大電能上網規模’逐步向‘提高量價協同水平’轉變，部分地區投資過熱將得到有效緩解，由市場和規劃共同決定新能源投資規模成為未來趨勢。”

通俗來講，是說在投資新能源項目時，市場價格信號就像 “指揮棒”?，會讓資本、資源往這兩類地方集中：

就是?發電能賣出更高價格的地方?。比如有些地方用電需求大（像工業發達的城市），或者新能源發電相對少，電力供不應求，電價就高。資本逐利，自然更愿意去這些電價高的地方投新能源項目，多賺錢。

“消納” 簡單說就是?電網能順利把新能源發的電 “消化、用掉”?。有些地方雖然電價高，但電網設施老舊，或者本地用電少，發的電送不出去、存不下（比如偏遠地區光建了電站，沒配套好輸電線路），就不算 “消納條件好”。而像電網完善、用電場景豐富（工廠多、充電樁多）的地方，電發出來能馬上被用掉，就更吸引新能源投資。

舉個例子：

本質是?市場用 “價格” 當指揮棒，讓新能源資源往又能賺錢、又能穩定發電用掉的地方流動?，避免盲目投資導致 “建了電站，電卻浪費” 的情況。

新能源企業盈利邏輯發生改變，從‘做大電能上網規模’逐步向‘提高量價協同水平’轉變，部分地區投資過熱將得到有效緩解，由市場和規劃共同決定新能源投資規模成為未來趨勢。

通俗來說，就是新能源企業以前靠 “多發電、多賣電” 賺更多錢，現在得 “讓發的電既多、賣的價又好” ，同時市場盲目搶項目的情況會減少，以后新能源投資得 “市場需求 + 規劃引導” 一起說了算，具體拆成這幾層意思：

舉個例子：
以前光伏電站不管白天電價低，使勁發電；現在會琢磨 “用電高峰（早晚）電價高，能不能調整發電策略（配合儲能存電、放電），讓電在高價時多賣” ，靠 “量（發多少）” 和 “價（賣多貴）” 一起賺。

以前市場一熱，大家扎堆去某些地方猛投新能源項目（比如某地政策好、土地便宜，不管實際能不能消納、賺不賺錢），導致 “項目扎堆建，電發出來用不掉、賣不出價” ，浪費資源。
現在因為企業要 “量價協同” ，會自己算筆賬：這地方電價低、電不好賣，投了也不賺錢，就不愛去了。加上政策會 “規劃引導”（比如限制某些過剩區域盲目上項目 ），以前那種 “不管不顧亂投” 的過熱情況，就會少很多。

打個比方：
市場想在 A 市猛投光伏，但規劃說 A 市電網弱、消納不了，就會限制投資；而 B 市市場需求大、規劃也支持，企業就愿意去 B 市投。 以后新能源投資得 “市場賺錢邏輯 + 規劃大局觀” 一起管，不再是 “盲目亂投” 啦～

簡單總結就是：新能源企業從 “只追發電量” 變成 “發電量和賣價都要抓” ，市場會更理性（少盲目投資），以后投資得 “市場需求” 和 “規劃指引” 一起決定，行業慢慢從 “野蠻生長” 變 “精打細算、有序發展”?。

以前新能源發電（風電、太陽能）的電價，是政府說了算，想賣多少錢基本被 “定死”。
現在變啦！以后新能源發的電，得拿到電力市場里 “自由買賣”，價格讓市場說了算?。比如風電、光伏電站，想賣電可以自己報價（報量報價），也可以直接接受市場成交價；要是電想賣到外省，就按專門的跨省政策來交易。

這是怕市場定價把新能源 “玩壞了”，留的 “緩沖保護”：

把新能源項目分成?“老項目（2025 年 6 月 1 日前建的）” 和 “新項目（2025 年 6 月 1 日后建的）”?，區別對待：

給新能源發電的 “買賣規則” 打補丁，讓交易更靈活：

以前有些地方政府 “瞎指揮”，現在全取消：

總結一下：國家想讓新能源電力市場更 “自由、公平、可持續”?，老項目給過渡期穩住，新項目倒逼市場化競爭；交易規則更靈活，讓電站能多賺錢；同時把政府 “亂插手” 的手砍掉，讓市場自己慢慢跑起來！

本質上是既要新能源發展，又要避免 “盲目亂建、虧本賺吆喝”，最后讓老百姓和企業都能享受到合理電價、綠色電力。

好了，差不多了，下面就是最關鍵的問題，136號文，對水電的影響如何？

通俗的解讀是這樣的：

以前水電、新能源發電的電價，要么政府 “拍腦袋定”，要么市場規則不清晰。現在國家發了?136 號文，要求新能源必須 “進市場交易”（不再特殊優待 ），這也逼著水電一起 “市場化” 。

以前水電有倆 “軌道”：一部分電按政府核定的低價賣，一部分按市場價賣（雙軌制 ）。現在國家要?“打破雙軌制”，未來水電要么全按 “基準價 + 浮動” 賣（比如基準價 0.3 元 / 度，市場好時漲 0.05，差時跌 0.03 ），要么?全電量參與市場競價（和新能源一樣，純市場化 ），逼著水電適應 “公平競爭” 。

新能源（風電、光伏）越建越多，但它們 “看天吃飯”（風大、太陽好才發電，沒風沒太陽就歇菜 ），電網電壓、頻率容易 “波動”（就像水管水壓忽大忽小 ）。這時候，水電（尤其是抽水蓄能）能當 “穩定器”：

水電和新能源 “搭伙賺錢”：比如風電白天發電少、晚上多，光伏中午發電多、早晚少，而水電能靈活調整。電站可以把水電、風電、光伏 “打包” 一起賣，用水電的穩定，把新能源的 “波動電” 變得更平滑，這樣在市場上能報更穩的價格，還能避開新能源低價時段（比如光伏中午電價低，用水電補上，整體多賺錢 ）。

新能源（光伏、風電）越建越多，尤其白天光伏 “瘋狂發電”，導致市場電價被拉低（比如山東中午光伏電價才 0.1 元 / 度，比居民用電還便宜 ）。水電以前簽的 “中長期合約電價”（比如 0.3 元 / 度 ），會被這種低價 “拖后腿”，以后再簽合約，價格可能被迫降低，賺的錢變少。

新能源參與市場交易后，要是 “機制電價”（政府希望的價格）和 “市場均價”（實際成交價格）有差距，這部分差價得?“用戶分攤”（比如新能源該賣 0.3 元 / 度，實際只賣 0.2 元，差的 0.1 元讓用電戶一起補 ）。但用戶要是覺得分攤太貴，可能抗議，最后水電想漲電價也難，收益被 “擠” 了。

新能源看似賺錢，但電價波動大（比如新疆光伏以前收益率 8%，現在跌到 3% ），而水電 “看天吃飯” 少（水多水少都能穩定發電、簽合同 ），收益更穩。資本（想賺錢的企業、基金）在政策變來變去時，更愿意投水電，覺得 “踏實” 。

國家想 “平衡能源結構”（不能全靠新能源，得有穩定的水電、煤電兜底 ），所以云南、四川這些水電多的地方，會?優先保障水電消納（比如規定電網必須買多少水電 ），還把水電和新能源 “差異化分配”（水電保證基礎收益，新能源去市場拼價格 ），讓水電投資更有 “政策靠山” 。

國家鼓勵跨省賣電時用?“差價合約（CFD）”：比如四川水電想賣給廣東，簽個合約 “鎖定基準價”（比如 0.3 元 / 度 ），不管市場電價漲到 0.4 還是跌到 0.2，都按基準價結算，規避價格波動風險。2023 年這種合約量漲了 40% ，越來越多水電玩這套，外送收益更穩。

以前水電外送，通道擁堵（比如多條線路擠著送電）沒人管，現在?“節點電價結算”?把擁堵成本算進去（堵的地方電價低，通暢的地方電價高 ），逼著電站優化送電時間（比如避開擁堵時段），提升外送效率，多賺錢。

總結一下：國家想讓水電從 “靠政府定價、靠天吃飯”，變成 “市場化競爭、靠能力賺錢”?，同時用政策和市場規則，讓水電更穩、更靈活，既當新能源的 “穩定器”，又能自己賺到錢。

對普通用戶來說，以后用電更穩，電價可能更靈活，但整體更綠色、更可持續 。

也就是說，水電這塊，大水電更穩，未來也更確定，總體趨勢上，調峰有益于水電，電價長期趨勢不利于水電，總體會優先水電發電，長協有可能會被打破，這個事兒可能要落地后才能知道，但有一點比較確定大水電更穩，調峰價值更高，長協能力更強（到時候搞不好風光儲水一體化，打包賣也不是不可能）。

當然了，咱們主要聊的還是水電，從目前的角度看，大水電大于小水電，調峰電站大于普通電站，下面咱們繼續挖一下：

調峰電站的占比：

繼續=》

故此調峰能力排序：

長江電力（100%） > 國投電力（60%） ≈ 川投能源（65%） > 華能水電（55%）

這里面三峽，白鶴灘可以多年調節，兩河口，錦屏一級，小灣，糯扎渡都是年調節，這里面還有區別=》

長江電力（100%） > 華能水電（90%+）?> 國投電力（47.7%）大于?川投能源（參股）；

這樣對比下來看，最純粹的水電是長江電力，其次是華能水電，之后是國投電力和川投能源。

結論也很簡單：長江電力和華能水電是優先選擇。資產質量上，長江電力是最優解。國投電力和川投能源，倆兄弟最后。階段表現看，國投電力和川投能源也是表現最折騰的，最穩的是長江電力，決策邏輯最簡單，其次是華能水電，水電比較純粹，調峰電站占比最多，未來擁有的這種稀缺的調峰電站是很吃香的，其次是華能水電，之后是國投電力和川投能源。

選最好的，果然是一個最笨也最簡單的方法。水電之王，長江電力，你是我哥！

就這些！