2025年1月27日，国家发展改革委、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，下称“136号文”）。这一政策标志着我国新能源项目开发进入了一个全新的阶段，新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，成为行业关注的焦点。本文将结合实际数据，详细解析136号文背景下能源项目市场开发的策略。
一、电力市场建设加速，营销能力成关键
新能源电量全面入市，倒逼电力现货市场建设提速。短期来看，新能源全面入市初期，由于市场竞争和新能源发电的波动性，新能源上网电价下行概率较大，投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性会受到影响。然而，长期来看，各省级实施细则明确后，“多退少补”的差价结算机制将为新能源项目提供“价格锚点”，稳定企业收益预期，减少市场电价大幅波动带来的风险。
电力市场将呈现交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。新能源电量全部进入市场，标志着超过80%的装机容量和将近80%的电量上网电价完成了市场化改革。在此背景下，营销能力成为企业间的重要差异化竞争手段，开发建设以电力交易为目标开展，呈现交易核心化。
二、风光差异化发展，储能价值凸显
风光项目受到同时率影响，收益差距巨大。光伏电价受发电全部集中在白天的影响，导致供需失衡，电价波动大；而风电电价相对稳定，因其发电分布更均匀，夜间还可补充基荷。因此，在新能源全面市场化交易后，新能源领域的投资将集中在风电领域。
储能领域将会走出先抑后扬的发展趋势。短期内，随着政策取消强制配储，会出现储能产能过剩的情况；但长期来看，随着新能源渗透率的提高和储能价格保障政策的逐步落地，储能将在新型电力系统中发挥不可替代的作用。山东、山西等电力现货市场发展相对超前的省份，储能装机动力相对较足；内蒙古、新疆、宁夏等风光大省，储能将在网侧及大规模源网荷储等场景方面发力。
三、源网荷储与零碳园区迎来新机遇
在新能源全面市场化交易后，源网荷储、零碳园区等商业模式将迎来开发机遇。政策层面，国家推动双碳目标，鼓励绿色电力消费和分布式能源发展；高耗能用户为满足碳减排要求，急需低成本、稳定的清洁能源。源网荷储通过灵活调节供需，零碳园区整合分布式资源，可有效降低用电成本，满足政策与市场需求。
以海宁正泰工业园区为例，其智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目集成了光伏BIPV小屋、光伏BIPV停车棚、垂直轴风机等多种能源形式，构建了多模式电解水制氢混合系统，实现了冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%。此类项目的成功实施，为源网荷储与零碳园区的发展提供了宝贵经验。
四、区域选择与项目筛选：精准布局，抢占先机
在项目开发方面，应本着“系统布局”“重兵投入”“专业开发”“多元开发”的原则，做好区域选择、项目筛选和商业模式设计。未来，交易电价高的省份将集中在用电量大、新能源占比少的区域；储能资产价值高的省份则包括电力市场开放度高、新能源比例高的地区。
风电项目应优选平原缓丘、沿海滩涂等资源丰富、接入条件好的区域；源网荷类项目应优选合作方，尽量选择数据中心等高能耗企业合作；储能项目应在负荷大、煤电成本高、新能源比例高的省份布局。
新能源项目市场开发正面临前所未有的机遇与挑战。在136号文的指引下，企业应精准把握政策导向，加强技术创新与商业模式创新，提升市场竞争力。通过科学合理的区域选择与项目筛选，抢占市场先机，实现效益最大化。让我们携手共进，共同推动新能源产业的高质量发展，为实现绿色低碳转型贡献力量。