以下是对中国《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”）的综合分析，结合政策核心内容、行业影响与挑战、企业应对策略及未来市场展望展开：
### **一、政策核心内容**
1. **新能源全面入市**
要求风电、光伏等新能源项目全部电量进入电力市场，电价通过市场交易形成，标志着政府定价时代的终结。政策强调“价格市场形成、责任公平承担”，推动新能源从政策依赖转向市场化竞争。
2. **差价合约机制**
引入“差价合约+现货市场”的复合定价模式。若市场交易均价低于机制电价，政府给予差价补偿；若高于则扣除差价，以稳定项目收益预期。该机制参考了英国政府授权差价合约（CfD）模式，旨在为新能源项目提供“价格锚点”。
3. **存量和增量项目分类管理**
以2025年6月1日为分界线，存量项目沿用地方现有保障性政策，增量项目需通过集中竞价确定机制电价。各省需根据非水可再生能源消纳责任权重确定年度机制电量规模。
4. **绿证收益与机制电量的互斥**
纳入机制电量的新能源项目无法同时获得绿证收益，导致绿证供应可能减少，环境溢价收益消失。此举旨在避免重复补贴，但引发了企业对收益模型的重新评估。
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### **二、行业影响与挑战**
1. **发电企业收益模型重构**
企业需在机制电价的稳定性与绿证环境溢价之间权衡。例如，若选择机制电量，虽能规避价格波动风险，但可能损失绿证交易收入（当前绿证均价约0.26-5.86元/张，折合度电收益约0.003-0.06元）。
2. **投资决策不确定性增加**
电价波动导致项目收益率难以测算，部分企业暂停新项目开发，存量项目抢装（如光伏项目力争6月1日前并网以适用旧政策）。设计院和投资方普遍面临模型失效的困境。
3. **绿证市场供需变化**
绿证核发量已超51亿张（可交易35亿张），供大于求导致价格走低。136号文进一步压缩可交易绿证规模，可能影响出口企业及承担消纳责任的地区。
4. **区域协调与地方壁垒**
各省需制定实施细则，但规则碎片化风险存在。政策要求强化全国统一电力市场建设，避免地方保护主义，强调跨省资源优化配置。
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### **三、发电企业应对策略**
1. **收益路径选择**
- **存量项目**：优先抢装并网，利用政策过渡期锁定收益。
- **增量项目**：通过控制初始投资成本（如降低非技术性支出）应对电价波动风险。
2. **参与市场交易优化**
- 中长期合约与现货市场结合：风电因出力分散更易匹配中长期曲线，光伏则需探索储能配套或灵活交易策略。
- 探索绿电交易新模式：如多年期购电协议（PPA），锁定长期环境溢价。
3. **技术创新与成本控制**
推动风光储一体化，提升预测精度以减少偏差考核成本。同时，优化电站设计降低度电成本（如采用高效组件、智能运维）。
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### **四、未来市场展望**
1. **电价下行压力**
新能源边际成本趋零，中长期市场竞价可能进一步拉低电价。光伏因出力集中更易受低价冲击，需依赖政策缓冲和技术升级。
2. **绿证与碳市场联动**
绿证分配机制或转向用户侧（如按用电量分摊），需解决操作复杂性问题。未来绿证可能与碳市场衔接，强化环境价值变现。
3. **电力市场体系完善**
现货市场限价放宽、交易周期缩短（如周交易、多日交易）将提升流动性。预计2030年前全国统一电力市场基本建成，新能源与煤电同台竞争格局深化。
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### **总结**
136号文是我国新能源市场化改革的关键一步，通过价格机制引导行业高质量发展。然而，政策落地仍需解决绿证归属、地方细则差异、企业收益模型重构等挑战。发电企业需灵活调整策略，结合技术创新与市场参与，在波动中寻求新机遇。未来，政策动态评估与多方协同将成为改革成功的重要保障。
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