机制电价-机遇与挑战：发改价格[2025]136号文件对于新能源项目的影响（政策解读与应对方案）

2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局公布《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号文）（以下简称文件、136号文或该政策），该文件将对新能源行业及电力行业产生重要影响，市场交易形成价格。
01、政策背景
国家高度重视新能源发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，矛盾日益突出。该政策旨在贯彻落实党的二十届三中全会精神，发挥市场决定性作用，加快构建新型电力系统，健全绿色低碳发展机制的决策部署，推动新能源高质量发展。
02、政策核心要点
（一）总体思路
市场形成上网电价、公平参与、建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量增量、政策统筹协调发力，完善电力市场体系，深化新能源上网电价市场化改革。
（二）电价全面市场化
新能源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。这表明新能源项目将不再依赖固定电价政策，而是通过市场竞争获取收益。现货市场限价放宽，中长期市场交易规则优化，鼓励签订多年期购电协议，以稳定供求关系。
（三）新能源可持续发展价格结算机制
1、新老项目区分对待
【存量项目】：
2025年6月1日前投产的项目：
1）纳入差价结算机制的电量规模：在电量规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。
2）机制电价：不高于当地煤电基准价。
3）执行期限：按现行政策确定。
【增量项目】：
2025年6月1日起投产的项目：
1）电量规模根：据电力消纳责任权重及用户承受能力等因素确定，各省有较大自主权。每年动态调整，可能小于全部发电量。
2）机制电价：通过竞价形成，不高于由省级价格主观部分确定的竞价上限。
3）执行期限：按项目回收初始投资的平均期限确定。
投产时间如何确定，或成为区分存量项目与增量项目的关键问题。
国家能源局综合司曾于2023年5月25日发布关于公开征求《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》意见的通知，根据《关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理有关事项的通知（征求意见稿）》第三条规定：“风电、光伏发电等可再生能源发电项目在申请电力业务许可证时，“机组情况登记”同一栏目中可登记单台（个，以下统称台）机组（单元，以下统称机组），也可登记多台机组。登记单台机组的，投产日期为机组首次并网发电的日期；登记多台机组的，投产日期为多台机组中最后一台机组并网的日期；同一批次投产机组因机组型号不同分开登记的，投产日期均登记为该批次最后一台机组的并网日期。本通知下发前已经取得电力业务许可证的企业，许可证中登记的机组投产日期与上述要求不一致的，可向发证机关申请登记事项变更，并提供可以证明机组并网发电日期的有关材料。光伏发电项目以交流侧容量（逆变器的额定输出功率之和，单位MW）在电力业务许可证中登记，分批投产的可以分批登记。本通知印发前，以光伏组件的标称功率总和（单位MWp）在电力业务许可证中登记的，不再进行变更。”
经本所律师在国家能源局官网检索，目前未见正式发布上述通知的记录，作为参考，我们认为此处投产时间应理解为与备案证登记项目全容量并网发电时间为宜。
2、明确市场化定价机制
差价结算：
1）建立差价结算机制。差价=机制电价- 市场均价（月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格/发电侧中长期交易同类项目加权平均价格；）
2）强调差价结算机制在“市场外’建立。“市场外”差价结算机制并不直接干预市场交易价格。需要全电量参与电力市场交易，然后再通过差价结算获得额外的补贴， 3）明确差价结算机制的主管单位：省级价格主管部门、省级能源主管部门、省级电力运行主管部门
4）需要主管单位确定的机制参数
5）差价费用结算：由电网企业进行结算，纳入当地系统运行费用
6）可在年内按月滚动清算。
视各存量项目现有购电协议的实际情况，不少购电协议可能需要进行相应的调整和修改。增量机制电价由项目自愿参与竞价形成，这些项目可包括已投产的增量项目、以及未来12个月内投产且未纳入过机制执行范围的增量项目，省级价格主管部门可制定机制电价的价格上限，并在136号文实施初期考虑成本等因素设定竞价下限，避免无序竞争。如果某省某年的消纳责任权重未能完成的，则次年纳入机制的电量规模将很可能减少；反之则可能增加。这意味着新能源消纳需求较小的地区未来纳入机制电量的规模将缩小，从而在一定程度上间接控制新能源投资规模及增速、推动新能源行业良性健康发展。省级能源及价格主管部门将对新能源发展的规划和定价享有较大的权限并承担更多责任。
3、新能源可持续发展价格结算机制的退出规则
文件规定，已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。可自愿退出，退出后不再纳入执行。
（四）新能源项目配储不再作为强制性要求
文件规定，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。这意味着过去一段时间内施行的新能源强制配储要求不再适用。考虑到全面市场化交易下项目消纳电量和上网电价不确定性的影响，储能对电量消纳的作用将相对更为突出，新能源配储将成为投资主体需要自行评估及决策的事项。
（五）鼓励签订长期购电协议
文件鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。市场上订立长期购电协议的交易将显著增加。
（六）绿证及补贴
文件规定，享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。这意味着有权享受新能源补贴的项目补贴适用的现行政策不发生变化。同时，文件规定，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。这意味着纳入机制的电量，仍可以获得绿证相关收益。
03、政策对新能源项目的影响
（一）机遇
新能源项目通过市场交易获取收益，能够更好地反映其价值，尤其是绿色电力的环境价值。
1、收益预期优化：增量项目通过竞价机制和差价结算，可在合理范围内锁定收益。
2、市场化灵活性增强：中长期合同允许动态调整，企业可结合供需变化优化运营策略。
3、政策支持强化：绿色电力交易与绿证分离定价，提升新能源项目附加值。
（二）挑战
新能源企业需要适应市场化的电价形成机制，提升项目竞争力，合理参与市场交易。
1、对电力市场的影响
现货市场和中长期市场规则的完善将提高市场效率，促进新能源与传统能源的公平竞争。
2、价格波动风险
新能源上网电价市场化可能导致电力市场价格波动加剧，需要加强市场监管和风险防控。
3、供应链风险凸显
材料涨价、供应商违约等问题可能因市场化波动进一步放大。
4、对终端用户的影响
（1）电价水平：新能源的市场化可能会对终端用户电价产生一定影响，但政策强调用户承受能力，预计影响可控。
（2）绿色电力消费：政策鼓励绿色电力交易，终端用户将有更多机会选择绿色电力，推动绿色消费市场发展。
04、应对方案
（一）提升项目竞争力
加强技术研发，降低项目成本，提高新能源项目的市场竞争力。优化项目布局，结合当地资源条件和市场需求，合理规划新能源项目。
（二）加强市场参与能力
建立专业的市场交易团队，熟悉现货市场和中长期市场的规则，合理参与市场交易。与电力用户签订长期购电协议，锁定收益，降低市场风险。适应价格结算机制：对于存量项目，合理确定执行机制的电量比例，确保收益稳定。对于增量项目，积极参与竞价，争取纳入可持续发展价格结算机制。加强风险管理：关注市场价格波动，通过金融工具（如套期保值）对冲风险。建立风险预警机制，及时调整市场策略。
（三）多方抓手，做好项目管理
1、合同风险管理
签订长期协议：与电力用户签订多年期购电协议（PPA），锁定部分电量价格，对冲材料成本波动风险。
灵活调整合同条款：在中长期合同中约定价格浮动机制（如与原材料价格指数挂钩），动态分摊成本压力。
2、保障供应链多元化与稳定性
供应商多元化：分散采购渠道，避免单一供应商依赖。
战略合作与预付款机制：与关键供应商签订长期供应协议，通过预付款或分阶段支付保障供货稳定性。
3、金融工具对冲
期货与期权：利用金融衍生品锁定原材料采购价格，规避市场波动风险。
保险产品：投保供应链中断险或履约保证保险，降低供应商违约损失。
4、政策资源利用
参与差价结算机制：符合条件的项目主动申请纳入可持续发展价格结算机制，利用电网差价结算稳定收益。
争取地方支持：结合省级实施方案，申请财政补贴或税收优惠（如设备更新改造补贴）。
5、技术创新与成本优化
技术升级：通过设备更新、效率提升降低单位发电成本，增强市场竞争力。
储能配套：探索“新能源+储能”模式，平滑出力曲线，提升电力市场交易议价能力。
6、供应商关系管理
定期沟通：与供应商保持定期沟通，了解其生产情况和市场动态，提前预判可能的供货风险。
供应商评估：定期对供应商进行评估，确保其供货能力和信誉度，及时淘汰不合格供应商。
7、价格风险管理
期货合约：通过期货市场锁定原材料价格，减少价格波动带来的成本压力。
价格调整机制：在合同中加入价格调整条款，根据市场价格变化，定期调整供货价格，确保双方利益平衡。
8、法律手段
法律咨询：在签订合同前，咨询法律专家团队，确保合同条款的合法性和可执行性。
法律诉讼：在供应商严重违约时，通过法律手段维护自身权益，追究其法律责任。
（四）实施建议
1、短期行动
评估现有项目是否符合可持续发展价格结算机制条件，及时申报。与电力用户协商签订中长期购电协议，明确价格调整条款。
2、中长期策略
建立供应链风险预警体系，定期评估供应商履约能力。参与绿色电力交易市场，通过绿证分离定价提升项目收益。
3、政策跟踪
密切关注省级具体实施方案的出台，及时调整企业策略。与国家能源局派出机构保持沟通，反馈执行中的问题并争取支持。
05、总结
《国家发展改革委国家能源局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》通过推动新能源上网电价市场化，完善市场交易机制，建立可持续发展价格结算机制，为新能源项目提供了更多的市场机会和价格保障。然而，市场化改革也带来了价格波动和供应链风险。新能源企业应通过加强合同管理、供应链多元化、库存管理、价格风险管理、供应商关系管理和法律手段，有效应对材料涨价、供应商不供货或不按期供货等行为，确保项目顺利实施和运营。