2025年初发布的136号文标志着“新能源行业延续近二十年的固定电价机制正式终结”。这份由国家发展改革委、国家能源局联合印发的文件规定：2025年6月1日后投产的新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成。电力市场化大潮下，新能源项目的价值衡量标准正在被彻底重写。01政策裂变从保量保价到全面市场化136号文全称为《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》，其核心在于推动新能源上网电量全面进入电力市场，并建立新能源可持续发展价格结算机制。这份文件标志着中国新能源电价机制的根本性变革。政策设计采用“新老划断”思路，以2025年6月1日为分水岭：存量项目（此前投产）：电价按现行政策执行，不高于当地煤电基准价，通过差价结算实现政策衔接。增量项目（此后投产）：机制电价通过市场化竞价确定，电量规模根据非水电消纳责任权重动态调整。最具创新性的是差价结算机制——当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于时则扣除差价。这种“多退少补”的设计借鉴了国外差价合约（CfD）模式，为发电企业提供了价格波动缓冲带。截至2024年底，中国风电、光伏装机已达14.1亿千瓦，占发电总装机的42%。如此庞大的体量全面进入电力市场，意味着新能源行业的游戏规则正在被彻底改写。02冲击与重构行业洗牌进行时政策切换带来的冲击已在部分试点地区显现。在山东电力现货市场，光伏午间电价常低至0.1元/千瓦时，与夜间高峰电价形成巨大剪刀差。新疆博尔塔拉蒙古自治州发改委测算，光伏项目资本金收益率可能从8%降至3%，逼近金融机构风险警戒线。不同技术路线面临差异化挑战：风电优势凸显：内蒙古风电现货电价稳定在0.2~0.3元/千瓦时，因其发电分布均匀、夜间可补充基荷。光伏承压明显：发电“同时率高”导致午间供需严重失衡，价格波动剧烈。行业出现“风强光弱”的投资转向趋势。◇多家央企已放缓光伏投资节奏，等待政策企稳。◇企业明确要求增量项目资本金IRR仍须达到8%，对电价研判提出更高要求。新能源收益结构也发生根本性变化：从传统的“固定保障性收益+辅助服务分摊”转变为“市场化交易收益+差价补偿收益+辅助服务分摊”的三元结构。这一转变倒逼项目开发逻辑全面重构。03战略转型新能源开发的五大突围路径1.区域选择精准化高价值区域特征：用电量大、新能源占比小的省份（江苏、浙江、安徽等），风电交易价格坚挺。源网荷储机遇区：江苏、安徽、湖北等GDP增速高、电价高的省份，适合开发零碳园区。储能布局重点区：山东、山西等现货市场成熟区域，以及青海、河北等新能源高占比省份。2.技术路线差异化风电项目优先选择平原缓丘、沿海滩涂等具有气候加成的区域，并采用高切变技术提升效率。光伏则需向源网荷储一体化转型，通过负荷匹配规避价格低谷。2024年中央经济工作会议首次将“建立一批零碳园区”列入年度任务，为商业模式创新提供政策支撑。3.项目筛选精细化资源评估标准从追求高发电量转向追求高价值发电时数——在现货市场中，低风速时段的高电价时段更值得关注。接入点价值序列变为：负荷中心变电站（工业大市）>主网架汇集站>普通变电站>电网末端。收益评估指标也从单纯看收益率转向度电成本（LCOE）竞争力分析。4.交易能力专业化长期协议锁定：与电力用户签订多年期购电协议（PPA），对冲价格波动风险。绿电价值变现：积极参与绿证、绿电交易，某电力2024年完成绿证交易1023万张，同比增长141%。虚拟电厂聚合：如安徽铜陵虚拟电厂聚合9万千瓦分布式资源参与市场交易。5.成本控制极致化降低非技术成本是关键。避免地方政府不合理的前期费用摊派，确保新能源回归发电本质。通过精细化选址、先进设备应用提升发电量，如某企业推出“整村开发”模式，实现高压并网和集中运维。在河北等地探索“智电超能站”模式，构建光储充一体化生态。04储能价值重塑新型电力系统中的储能配置策略正经历重大调整。随着政策取消强制配储，短期可能出现产能过剩，但长期价值依然明确。《电力系统调节能力优化专项行动方案（2025—2027年）》明确推动储能规模化发展，完善市场参与机制。区域分化明显：山东、山西：现货市场成熟，储能通过峰谷套利具备经济性内蒙古、新疆：短期回调，未来在网侧及大规模源网荷储场景发力青海、河北：新能源高占比带来电网稳定性需求，调峰价值突出新型储能技术经济模型也在进化。现货市场限价放宽后，峰谷价差进一步拉大，浙江等地价格下限探至-0.2元/千瓦时。这为储能创造了更广阔的套利空间，也为虚拟电厂等新兴业态提供了发展土壤。05未来已来新能源开发企业的能力再造面对市场化浪潮，企业需构建三大核心能力：1.电力交易能力建立专业交易团队，掌握报量报价策略，实现“跑赢市场平均”的目标。某电力已优化投资决策模型，纳入机制电价、现货交易等变量分析。2.政策应对能力密切跟踪各省实施细则出台进程。目前仅山东、广东等少数省份发布配套规则，增量项目机制电价上下限设定仍是关键悬念。3.技术创新能力探索构网型新能源电站，通过聚合匹配负荷曲线。某企业开发“泰墅绿能”高端定制方案，融合光伏瓦、智能储能等产品，拓展应用场景。欢迎大家进群持续沟通交流~

最近，有很多朋友在后台私信问我，电力交易是什么？普通人能参与电力交易吗？今天，我们就来聊聊这个话题。电力体制改革十年磨一剑，从“计划电”到“市场电”的转型浪潮中，个人与企业如何把握机遇？其实无论是个人寻求副业变现，还是企业降低用能成本，电力交易市场都已开辟出多元化参与路径。#电力交易到底是什么？#电力交易，说简单点，就是电力的买卖过程。在过去，我国的电力供应基本由国家电网等少数几家国有企业垄断，从发电到供电都是统一安排，普通人和企业没有太多自主选择的权利。但随着电力体制改革的推进，现在的电力市场变得越来越多元化，有点像一个大集市，发电企业、售电公司、电力用户以及电网企业等多方主体都参与其中，按照一定的规则进行电力的交易与流转。电力交易市场主要分为批发市场和零售市场。※批发市场就像是一个大型的货物批发中心，卖方主要是发电企业，它们把生产出来的大量电力卖给买方，也就是售电企业和一些电力大用户。※零售市场则更贴近我们日常生活，就好比超市，卖方是售电商，买方就是广大中小型终端用户。电力交易的目的是为了优化电力资源配置，让电用得更合理、更高效，同时也能降低用电成本，还能保障电力系统的安全稳定运行。※打个比方，以前的电力分配像是计划经济，统一安排；※现在的电力交易就像是市场经济，大家各取所需，资源能得到更好的利用。#个人能不能参与电力交易？#先给大家吃颗定心丸，个人是可以参与电力交易的，但方式和企业有所不同。个人虽无法直接交易（需企业资质），但可通过两类角色分羹市场：1、售电渠道业务员：电力市场的“房产中介”❍运作逻辑：◈与售电公司签订渠道协议，代理其向用电企业零售电力；◈赚取佣金（通常0.5-1.5分/千瓦时），长期合作月入数万。❍实操步骤：◈对接资源：联系本地售电公司；◈签订协议：明确佣金比例、结算周期（一般月结）；◈开发客户：重点攻关中小制造企业、园区物业（年用电量500万度以上）；◈促成签约：协助用户比对售电公司报价（价差+服务费）。❍风险提示：用户用电量波动可能导致佣金缩水，需选择“保底+分成”合同。2、交易策略顾问：技术派的掘金场掌握负荷预测、价格分析能力的个人，可为售电公司提供：❍日前现货报价策略：基于气象、检修数据预判次日电价峰谷；❍偏差预警服务：用户实际用电偏离合同电量时触发调整机制。个人避坑指南：◈严禁直接参与电力批发交易（需交易中心资质+保证金）◈警惕“售电牌照代办”骗局（注册需经公示-备案-监管三重审核）#企业入场全流程：资质、策略、风控三关#1、准入资质：合规是前提❍注册条件（依据《电力中长期交易基本规则》）：◈工商营业执照+用电户号绑定；◈办理数字安全证书（等同网银U盾）；◈发电企业需拆分售电业务独立注册。❍绿电交易附加要求：◈出口型企业需在绿证系统注册；◈风电/光伏企业须剥离“优先电量”后参与交易。企业类型电压等级参与方式关键条件大工业用户35kV及以上直接交易独立法人、无差别电价处罚中小工商业用户10kV及以下售电公司代理年用电量>400万千瓦时（部分省份）园区用户多电压等级“打捆”代理园区管委会统一注册2、交易模式选择：中长期锁成本，现货博收益交易类型适用场景操作要点双边协商大用户锁定年度低价电谈判时约定分时电价曲线集中竞价短期灵活采购（如月度）提交量价组合，价优者优先成交挂牌交易临时电量调剂（±5%偏差）卖方挂单→买方摘牌，类似“电力淘宝”绿电交易满足出口认证或ESG要求捆绑绿色证书（GC），实现度电追溯决策建议：◈高耗能企业：“70%中长期+30%现货”对冲价格波动；◈数据中心等刚性负荷：通过“合同转让交易”转售富余电量。3、风控刚需：不懂这些，当心赔穿！❍偏差考核：实际用电偏离合同电量＞5%时，按2倍差价罚款；对策：安装智能电表实时监测，接入虚拟电厂平台动态调荷。❍阻塞风险：输电网拥堵时，交易中心强制削减电量；对策：选择本地电源或购买输电权（试点中）。#普通人想进入电力交易领域，需要做些什么？#如果你对电力交易领域感兴趣，想进入售电企业成为一名真正的电力交易员，那就需要掌握更多的行业知识以及实操技巧了。（一）电力市场分析能力这就像是一个侦探，要负责研究电力市场的运行规则、市场参与者、价格形成机制等。你得时刻关注市场变化趋势以及供需情况。比如说，你要知道不同季节、不同时间段的用电需求变化。夏天天气炎热，空调使用频繁，电力需求就会大幅增加；冬天如果比较寒冷，取暖设备用电也会让需求上升。而发电企业的发电能力、设备维护计划等也会影响电力供应。你要通过分析这些因素，预测市场的变化，为企业的交易决策提供依据。（二）电力贸易能力在这个环节，你就像是一个买卖中间人，负责电力资源的采购、销售和交易。你要协调发电企业、售电公司、用户等各方之间的合作关系，确保电力交易能够顺利执行和结算。同时，还得根据市场形势进行风险管理。比如，当你预测到未来一段时间电力价格可能会上涨，你就可以提前和发电企业签订长期采购合同，锁定较低的价格；如果预计价格会下降，就可以适当减少库存，避免高价买入。（三）负荷预测和能源采购能力你需要根据市场需求和发电能力，制定负荷预测计划和能源采购策略，保障电力供应的稳定。这有点像餐厅的采购经理，要根据每天的顾客流量来准备食材。你要分析历史用电数据、当前经济形势、天气变化等因素，预测未来的电力负荷需求。然后，根据预测结果，制定合理的能源采购计划，从合适的发电企业采购足够的电力，既不能让用户缺电，也不能采购过多导致资源浪费。（四）电力合同和协议处理能力你要和电力供应商、发电厂、输电系统以及用户签订电力供应合同和协议，确保供应和交易的安全有效。合同里的每一个条款都很关键，比如价格、电量、供电时间、违约责任等。你要仔细审核每一个条款，确保合同内容清晰明确，没有漏洞，避免未来可能出现的纠纷。一旦出现问题，你也要依据合同进行妥善处理。（五）风险管理能力电力市场价格波动和其他风险因素很多，你得通过使用金融工具和风险管理技术，对这些风险进行识别、测量、分析和控制，并制定相关策略和应对措施。比如说，你可以通过签订差价合约，锁定电力价格，避免价格大幅波动带来的损失；还可以购买电力金融衍生品，像电力期货、期权等，来对冲风险。同时，你要时刻关注政策变化、市场动态等，及时调整风险管理策略。（六）行动路线图角色关键动作风险防御个人创业者申请售电渠道合作+考取交易员资质规避直接交易中小型企业绑定属地化售电公司严控偏差考核阈值集团用户自建交易团队+布局绿电采购配置APF滤波装置新售电公司采购SaaS系统+深耕垂直行业预留300万风险准备金资深交易员忠告：不要迷恋电价差博弈。#写在最后#对个人，渠道资源+数据分析能力是破局关键；对企业，合规布局+技术赋能才能从“电费承受者”蜕变为“市场主导者”。随着各类技术的渗透，一个“人人可参与、度电可金融化”的电力交易新生态正在形成。电力交易市场对于个人和企业来说，都蕴含着一定的机遇，但也伴随着风险。无论是个人从事售电渠道业务，还是企业参与电力交易，都需要充分了解市场规则、掌握相关知识和技巧，谨慎做出决策。欢迎大家进群持续沟通交流~

“像大人一样工作，像小孩一样生活”

守护万家灯火，平凡炽热

>136号文砸下“生死令”：2025年6月1日新增光伏100%入市竞价！不会玩交易的电站，收益腰斩只是时间问题还记得前两年咱们吐槽的“午间电价悬崖”吗？山东光伏现货0.03元/度、山西月均不足0.15元/度的血泪史还历历在目。但更狠的来了——国家发改委136号文明确：6月1日后新增项目，一度电都别想逃过市场搏杀！连分布式都得玩现货交易！电价？像过山车一样上蹿下跳；规则？比迷宫还复杂！中午的"黄金电"卖成白菜价？发电偏差太大被狠罚？分分钟血汗钱打水漂！现在不是"想不想懂"，而是不会市场交易就等着亏钱。新规把储能、虚拟电厂都拉进战场，懂行的人靠辅助服务和现货套利多赚8%，不懂的只能干瞪眼。市场大门敞开，要么吃肉要么当韭菜！关键就看你能不能快速摸清门道！下面直接上干货，教你用最新规则把每度电卖出高价！01电力市场新规光伏迎来结构性机遇2024年7月1日实施的《电力市场运行基本规则》是电力市场化改革的里程碑文件，取代了2005年版旧规。其核心变化直指新能源痛点：1.市场主体扩容首次明确将储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商纳入“新型经营主体”。这意味着光伏电站搭配储能系统后，可注册为复合型主体，同时参与电能量与辅助服务交易。2.交易类型细化电能量交易：分为中长期交易（年/月/周合约）与现货交易（日前/日内/实时）。光伏宜“中长期保底+现货逐利”，利用晴天高价时段增发电量。辅助服务交易：明确包括调频、备用、调峰等品种。光伏配套储能后，可竞标调频服务，获取度电外的收益。3.分布式光伏破局规则强调“无歧视开放电网”，为分布式项目“隔墙售电”铺路。河北、江苏等地已试点园区内光伏直供负荷，降低输配电成本。案例：山东某100MW光伏电站，2023年通过现货交易在午间电价高峰时段增发30%电量，叠加调峰辅助服务，全年增收12%。02五大关键策略光伏参与市场策略1：中长期合约锁定基础收益别再傻签固定价长协！与售电公司或大用户签订年度电量协议，锁定基础电价。建议采用“浮动+固定”组合：◇70%电量固定价保底◇30%电量与现货均价联动，分享市场溢价。策略2：现货市场捕捉时空价差“中午多卖1度电，抵夜间卖3度！”——蒙西光伏站长实操口诀光伏出力与电价高峰天然重合（午间用电峰值），需精准预测：◇高价时段：晴天午间增发，优先自用或售现货；◇低价/负电价时段：减少上网，转向储能充电。工具：使用AI功率预测系统，精度提升至90%以上，减少偏差考核费用。策略3：辅助服务开发“第二曲线”光伏配储后别只充放电！配套储能的光伏电站可参与：◇调频市场：响应电网频率波动，补偿标准达5-12元/MW。◇备用市场：预留容量应对突发需求，获取容量费。策略4：分布式光伏“隔墙售电”园区内分布式抓住“过网费”红利！园区内分布式项目通过电力交易中心向邻近用户直供电：◇免交省级输配电价（仅收过网费）。◇电价可在目录电价基础上下浮15%-20%。策略5：聚合商模式放大规模效应2025年虚拟电厂新机遇！中小光伏电站可加入负荷聚合商（VPP）：◇统一对接交易平台，降低门槛。◇集群响应电网调度指令，获取规模溢价。03实战指南从注册到结算全流程1.市场注册向省级电力交易中心提交许可证、并网文件，储能需独立注册。审核通过后获取交易编码。2.交易申报◇中长期：每月5日前申报电量、分段电价（如峰平谷）◇现货：每日12:00前报次日96点出力曲线与价格。3.偏差考核实际与申报电量偏差超±3%需罚款。建议：◇配置10%储能平滑出力◇购买偏差保险转移风险。4.电费结算每月分三阶段结算◇中长期合约电费（基础）◇现货市场清算（盈/亏）◇辅助服务补偿（增量）04趋势研判光伏市场的未来战场2025年将迎来三大变革：绿证交易全国统一：光伏发电可拆分为“电量+绿证”分开销售，企业用户刚需支撑溢价。容量补偿机制落地：为光伏提供备用支撑的煤电/储能获取补偿，间接保障新能源消纳。氢能耦合交易：弃光制氢纳入消纳考核，绿氢认证体系打通出口通道。山西某光伏电站通过负荷聚合商参与省间现货市场，将午间富余电量高价输送至江苏，溢价收益分成后仍增收8%。05结语电力市场对光伏行业而言，已从“选修课”变为“必修课”。新规则下，得交易能力者得收益：◇10MW以上电站需组建交易团队◇分布式项目首选隔墙售电模式◇储能从成本项转型为收益项光伏的暴利时代或许结束，但懂规则者正在收割新一轮红利。当你的电站在为0.03元电价哀嚎时，有人已用午间套利+绿证组合拳把度电收益推到0.6元。度电必争的时代，你准备好了吗？欢迎大家进群持续沟通交流~