136号文之后，新能源企业如何“驭风逐光”？

2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合发布的《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，简称“136号文”），宣告中国新能源产业正式迈入“全量入市、市场定价”的深水区。新能源企业如何应对这一变化？本文简要谈谈笔者的看法。

一、核心变革：从“保量报价”到“全量入市”

136号文的核心目标非常明确：推动新能源（风电、光伏）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。 这是对原有“保障性收购（保量保价）+部分入市”模式的根本性颠覆。

 1、“保量报价”谢幕。过去，在保障小时数内的电量享受固定的标杆电价，是项目收益的“压舱石”。136号文后，这部分“压舱石”将逐步消失（尤其对增量项目），所有电量需在市场“真刀真枪”拼价格。

2、市场成为主战场。未来， 无论是省内中长期交易、现货市场（日前/实时）、省间交易还是绿电交易，都将成为新能源电量的主要出口。交易方式包括报量报价（主动参与定价）或接受市场价格（被动跟随）。

3、价格波动成常态。文件明确放宽现货市场限价（上限参考尖峰电价，下限考虑场外收益如绿证），这意味着峰谷价差将进一步拉大，零电价、负电价出现的频率和幅度可能增加（如山西现货限价0-1500元/MWh）。甘肃需要保量报价（报价高不出清不计弃风），进一步凸显了报价策略的重要性。

二、政策缓冲：机制电价结算

为避免“全量入市”带来的剧烈冲击，136号文设计了一个关键缓冲机制——新能源可持续发展价格结算机制。

该机制的核心逻辑在于：

1、差价结算，多退少补。 

对纳入机制的电量：

当市场均价 < 机制电价时：电网企业按差价补偿给新能源企业。

当市场均价 > 机制电价时：电网企业按差价扣减新能源企业的电费收入。

差价结算费用由全体工商业用户分摊（纳入系统运行费用）。

2、“新老划断”，区别对待：

存量项目（2025年6月1日前投产）：

电量规模： 衔接原保障政策，自主确定执行机制的电量比例（≤上年）。

机制电价： 按原政策执行（≤当地煤电基准价）。

执行期限： 按原保障期限。

增量项目（2025年6月1日起投产）：

电量规模： 与消纳责任权重、用户承受能力挂钩（可<全部电量）。

机制电价：年度竞价形成！ 按报价从低到高确定（≤竞价上限）。

执行期限： 按项目回收初始投资平均期限设定。

结算参考： 现货连续运行地区参考实时市场均价；非连续运行地区参考中长期交易均价。

自愿退出： 已纳入项目可自愿退出，退出后不再享受机制。

机制电价实际是“保收益”和“促竞争”之间的平衡策略。对于存量项目实现“软着陆”，对于增量项目则是“带着镣铐跳舞”，考验投资商的综合实力。

三、冲击与挑战：收益逻辑重构

136号文带来的不仅是定价方式的变化，更是整个收益模式的颠覆：

1、电能量价格下行压力增大。 随着更多低成本新能源入市竞争，市场整体电价中位数可能下移，现货市场零/负价风险加剧。

2、收益不确定性增加。 项目收益将高度依赖市场供需、自身出力曲线、交易策略执行效果。月度、甚至日度的收益波动将成为常态。

3、交易能力成为核心竞争力。具体包括

（1）功率预测精度。 日前/实时市场申报、中长期曲线分解，无不依赖精准的出力预测。误差意味着真金白银的损失（偏差考核、错失高价机会）。

（2）报价策略。 如何在不同市场（中长期、日前、实时、绿电）间分配电量？如何设定申报价格以平衡中标率与收益？如何利用现货价格波动套利？这需要专业的交易团队和决策模型。

（3）“量价统筹”。不能再只关注“发多少电”，更要关注“在什么时间、以什么价格卖出去”。

4、辅助服务与容量机制需求迫切。新能源波动性需要更多灵活性资源（如储能、燃气、需求响应）支撑，其成本需要合理的辅助服务市场和未来可能的容量补偿机制来疏导，否则会影响系统安全和常规电源生存空间。

四、 企业应对策略：从“发电商”向“能源交易商”转型

面对136号文，新能源企业必须快速升级能力，积极拥抱变革：

1、精准定位，吃透政策。

明确项目属性（存量/增量）、所在地市场规则（现货是否连续、限价范围、交易品种）。

深入理解自身可获得的“可持续发展机制”电量比例、电价形成方式（存量看原政策，增量看竞价规则）和执行期限。

密切关注省级具体实施方案的出台（2025年底前）。

2、修炼内功，提升“软实力”。

投建功率预测系统。 投入资源提升短期、超短期预测精度，这是参与市场的基础。

组建/强化专业交易团队。 吸纳或培养具备电力市场分析、交易策略制定、风险控制能力的专业人才。将交易能力视为与开发、建设、运维同等重要的核心能力。

构建交易决策支持系统。 利用大数据、AI技术，整合气象预测、市场行情、机组状态、政策规则等信息，建立量化分析模型，支撑科学的交易决策。

3、优化交易策略，主动管理风险。

多元化交易组合。 合理分配电量参与中长期（锁定部分收益）、现货（捕捉高价机会）、绿电（体现环境价值）、省间（拓展市场）等不同市场。

活用“可持续发展机制”。 对存量项目，根据市场预期灵活决定使用机制电量的比例；对增量项目，高度重视年度竞价，制定有竞争力的报价策略争取有利的机制电价。

精细化曲线管理。在中长期签约时，结合出力特性优化分解曲线；在现货市场，根据预测和价格信号灵活调整申报策略。

探索多年期购电协议 (PPA)。 锁定长期大客户，稳定部分收益预期。

独立运作绿证。 建立绿证资产管理和销售体系，最大化环境收益。

4、关注协同政策与市场建设。

跟踪辅助服务市场规则完善和容量机制建立进展，评估参与可能性和价值。

关注跨省跨区交易壁垒降低的动向，拓展消纳空间。

了解强制配储政策取消后的替代方案（如市场化租赁共享储能）。

综上，136号文是中国新能源产业从“规模扩张”迈向“质量效益”的关键转折点。它撕掉了最后的“保护膜”，将风光资源彻底推向市场检验。阵痛不可避免，但也蕴藏着优胜劣汰、提升效率的巨大机遇。

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补充一个概念：平准化度电成本

之前笔者在某社群中看到有群友提到某央企新能源投资公司评估的冀北新能源机制电价的边界条件为0.285元/kWh，笔者理解这应该是其评估的其新能源发电项目的度电成本，故补充该内容。

平准化度电成本是对项目生命周期内的成本和上网电量先进行平准化，再计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值除以上网电量现值。平准化度电成本与上网电价进行比较，可评判单位电量的盈利能力和抗风险能力；用于项目间横向对比时，可评判单位电量的成本高低。

平准化度电成本计算方法参照国家能源局发布的《光伏发电系统效能规范》（NB/T 10394-2020），折现率可按五年期及以上人民币贷款市场报价利率（LPR）执行）

136号文之后，从LCOE（即平准化度电成本）角度思考项目投资价值就显得更为重要。测算出的目标LOCE大幅度低于当地市场化交易均价，此类项目是优质项目；测算出的目标LOCE高于市场化交易均价，那就是渣渣项目。

注：以上内容参考“奋法图强”。

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