報告鏈接：中國新能源發(fā)電市場投資建設與運營數據統(tǒng)計（2025版）
報告鏈接：中國新能源市場投資建設與發(fā)展前景預測深度調研分析報告（2025版）
一、新能源上網電量全面進入電力市場
（一）政策原文
（二）政策影響
1、影響1：只有風電、光伏發(fā)電項目共同參與市場競爭
2、影響2：非上網電量不參與市場交易
3、影響3：不強制所有電量全部入市
4、影響4：上網電價由市場交易形成
5、影響5：對電力交易員的需求大幅增長
二、完善市場化交易環(huán)境
（一）政策原文
（二）政策影響
6、影響6：電力交易更為復雜
7、影響7：現(xiàn)貨市場價格波動
三、市場外建立差價結算的機制
（一）政策原文
（二）政策影響
8、影響8：新能源項目的營收有了基本保證
9、影響9：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”對存量項目的影響較小
10、影響10：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”可能導致存量項目提前退役
11、影響11：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”對新增項目的影響不確定性高
12、影響12：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響增量項目的營收
13、影響13：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目競價頻率如何確定
14、影響14：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目并網界定不明確
15、影響15：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目未來12個月沒有如期投產怎么處置不清晰
16、影響16：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”取消后，項目的投資風險提升
17、影響17：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”刺激項目搶先并網（搶裝）
18、影響18：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”使得增量項目投資測算更復雜
19、影響19：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響增量項目投資流程
20、影響20：未進入“結算機制”投資項目停滯的概率增加
21、影響21：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響工商業(yè)用戶電價
四、市場交易均價
（一）政策文件
（二）政策影響
22、影響22：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”會扭曲真實的市場交易價格
五、改革方案的制定
（一）政策文件
（二）政策影響
23、影響23：納入“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”項目無法獲得綠電增值收益
24、影響24：綠證歸屬不明確
25、影響25：新能源項目配儲更加靈活
六、市場化交易管理主體
（一）政策文件
（二）政策影響
26、影響26：企業(yè)投資決策更加復雜
28、影響28：影響新能源投資項目的選址
一、新能源上網電量全面進入電力市場
（一）政策原文
《通知》提出：
堅持市場化改革方向，推動新能源上網電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格。
新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。
參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關政策執(zhí)行。
（二）政策影響
1、影響1：只有風電、光伏發(fā)電項目共同參與市場競爭
《通知》中提到的新能源項目是指風電、太陽能發(fā)電項目。這就表明，水電、生物質發(fā)電項目不參與市場競爭，仍然執(zhí)行原來的政策。
目前，國內外官方、研究機構、從業(yè)者尚未對新能源的概念有明確的定義、范圍界定。有的機構將水電、生物質發(fā)電納入新能源范疇，而有的機構卻將二者排除在外。
我國官方將水電、生物質發(fā)電項目納入新能源的范疇。根據《通知》的規(guī)定，參與市場交易的項目只包含風電、光伏發(fā)電項目。
《通知》在最后提出，對生物質、地熱等發(fā)電項目，各地可參照本通知研究制定市場化方案。
2、影響2：非上網電量不參與市場交易
《通知》提出，新能源上網電量全面進入電力市場。
相反，非上網電量不參與市場交易。非上網電量主要包括自發(fā)自用電量、直供電項目（直接交易）、源網荷儲項目的簽約電量等。
3、影響3：不強制所有電量全部入市
《通知》提出，新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場。
這表明《通知》對上網電量的入市留有了一定的余地，沒有做出來強制性的要求。
主要是因為，我國新能源發(fā)電交易市場處于保障性收購與市場化交易并存的階段。
我國新能源發(fā)展起步較早，經歷了多個發(fā)展階段：
（1）階段1——優(yōu)先購買：2005年之前，我國對新能源發(fā)電項目的交易態(tài)度是由電網企業(yè)優(yōu)先購買。但是具體優(yōu)先購買多少量、多少比例，沒有明確要求。
《上網電價管理暫行辦法》（2005年3月）提出，風電、地熱等新能源和可再生能源企業(yè)暫不參與市場競爭，電量由電網企業(yè)按政府定價或招標價格優(yōu)先購買，適時由政府規(guī)定供電企業(yè)售電量中新能源和可再生能源電量的比例，建立專門的競爭性新能源和可再生能源市場。
（2）階段2——全額收購：2005-2008年，我國對新能源發(fā)電項目的交易政策是由電網企業(yè)全額收購。
《中華人民共和國可再生能源法》（2005年版）提出，電網企業(yè)應當與依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂并網協(xié)議，全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量，并為可再生能源發(fā)電提供上網服務。
《可再生能源電價附加收入調配暫行辦法》（2007年1月）：可再生能源發(fā)電企業(yè)與省級電網企業(yè)應當參照國家電監(jiān)會等部門頒發(fā)的《并網調度協(xié)議（示范文本）》和《購售電合同（示范文本）》，及時簽署并網調度協(xié)議和購售電合同。省級電網企業(yè)應當依法按批準的可再生能源上網電價，全額收購其服務范圍內可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量。
《電網企業(yè)全額收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（2007年7月）：電網企業(yè)全額收購其電網覆蓋范圍內可再生能源并網發(fā)電項目上網電量，可再生能源發(fā)電企業(yè)應當協(xié)助、配合。
（3）階段3——全額保障性收購過渡期：2009-2015年，我國對新能源發(fā)電項目的交易政策是由電網企業(yè)保障性收購收購。但是在這個階段，全額保障性收購未正式實施。
《中華人民共和國可再生能源法》（2009年修訂版）提出，國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度。電網企業(yè)應當與按照可再生能源開發(fā)利用規(guī)劃建設，依法取得行政許可或者報送備案的可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂并網協(xié)議，全額收購其電網覆蓋范圍內符合并網技術標準的可再生能源并網發(fā)電項目的上網電量。發(fā)電企業(yè)有義務配合電網企業(yè)保障電網安全。
《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》（2014年6月）提出，實施可再生能源電力配額制和全額保障性收購政策及配套措施。
（4）階段4——保障性收購與市場化交易并存：可再生能源并網發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分
《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（2016年3月）提出，可再生能源并網發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。
可再生能源發(fā)電全額保障性收購是指電網企業(yè)（含電力調度機構）根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優(yōu)先發(fā)電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規(guī)劃范圍內的可再生能源發(fā)電項目的上網電量。
市場交易電量部分由可再生能源發(fā)電企業(yè)通過參與市場競爭方式獲得發(fā)電合同，電網企業(yè)按照優(yōu)先調度原則執(zhí)行發(fā)電合同。
《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（2016年6月）提出，保障性收購電量應由電網企業(yè)按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)或電力用戶通過市場化的方式進行交易，并按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。
《解決棄水棄風棄光問題實施方案》（2017年11月）提出，鼓勵以競爭性市場化方式實現(xiàn)可再生能源充分利用。對最低保障收購年利用小時數之外的可再生能源電量，鼓勵通過市場化交易促進消納利用。
《電網企業(yè)全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》（2019年11月）提出，可再生能源發(fā)電上網電量包括優(yōu)先發(fā)電電量和市場交易電量兩部分。市場交易電量是指售電企業(yè)、電力用戶、擁有自備電廠的企業(yè)以及電網企業(yè)通過市場化交易購買的可再生能源電量。
4、影響4：上網電價由市場交易形成
《通知》提出，新能源項目市場交易的上網電價通過市場交易形成。
而在此之前，保障性收購的電價，主要是由官方政策規(guī)定的上網標桿電價確定。還有一部分市場交易的電價，由交易雙方自主確定，例如協(xié)商、市場競價。
《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（2015年3月）：參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)上網電價由用戶或售電主體與發(fā)電企業(yè)通過協(xié)商、市場競價等方式自主確定。
《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（2016年3月）：可再生能源發(fā)電全額保障性收購是指電網企業(yè)（含電力調度機構）根據國家確定的上網標桿電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優(yōu)先發(fā)電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規(guī)劃范圍內的可再生能源發(fā)電項目的上網電量。
參與市場交易的可再生能源發(fā)電量按照項目所在地的補貼標準享受可再生能源電價補貼。
《關于做好風電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》（2016年6月）：保障性收購電量應由電網企業(yè)按標桿上網電價和最低保障收購年利用小時數全額結算，超出最低保障收購年利用小時數的部分應通過市場交易方式消納，由風電、光伏發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)或電力用戶通過市場化的方式進行交易，并按新能源標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵）的差額享受可再生能源補貼。
5、影響5：對電力交易員的需求大幅增長
隨著更多的電量進入電力市場化交易，電力交易將變得更加的頻繁，需要通過分析氣象、用戶負荷、儲能設備運行等數據，形成交易策略，實現(xiàn)低買高賣，對AI調度員和交易員的需求增加。
二、完善市場化交易環(huán)境
為了給新能源發(fā)電項目創(chuàng)造更好的入市環(huán)境?！锻ㄖ穼ΜF(xiàn)貨市場、中長期交易市場的發(fā)展做了相關規(guī)定。
（一）政策原文
《通知》提出：
1、完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制
完善現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)自愿參與日前市場。
適當放寬現(xiàn)貨市場限價，現(xiàn)貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。
2、健全中長期市場交易和價格機制
不斷完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市。
允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。
完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格。省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。
鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與電力用戶簽訂多年期購電協(xié)議，提前管理市場風險，形成穩(wěn)定供求關系。指導電力交易機構在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。
（二）政策影響
6、影響6：電力交易更為復雜
《通知》提出，現(xiàn)貨市場限價（上限下限）由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。
從目前新能源廣泛參與電力交易的地區(qū)看，新能源在電力市場中普遍存在預測準確度低、出力波動大等特征，難以與火電等其他發(fā)電主體公乎競爭，新能源參與電力交易產生的偏差電費十分顯著。
隨著新能源項目全面入市，必將進一步拉低現(xiàn)貨市場整體節(jié)點電價，新能源所在節(jié)點位置、市場交易策略差異將直接影響項目收入，不同出力特性下的新能源收入會逐漸拉大。
《通知》還明確中長期交易要向兩個方向延伸，不僅鼓勵增加周、日等較短周期中長期交易頻次，還鼓勵簽訂多年度較長周期的中長期交易合約。
這就對新能源企業(yè)在各類周期尺度下價格預測準確度提出了更高的要求，預計將會進一步增加電力交易策略制定和決策難度。
新能源入市交易如果操作不當甚至不進行操作，會導致電價大幅下降，降低企業(yè)經營收入，合理制定交易策略則能夠大幅提升收入，拉開與同類企業(yè)差距。
7、影響7：現(xiàn)貨市場價格波動
新能源入市后會導致現(xiàn)貨市場電價波動增強，比如山東、浙江等地出現(xiàn)過短時負電價的現(xiàn)象，與此同時現(xiàn)貨高價也時有發(fā)生，蒙西山西等地現(xiàn)貨電價也曾突破每千瓦10億元。新能源增量項目將按自身邊際成本報價，這也將直接考驗項目的選址和技術能力，從而實現(xiàn)優(yōu)質優(yōu)價，投資也會更加理性。
三、市場外建立差價結算的機制
（一）政策原文
《通知》提出：
建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。
新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。
對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業(yè)按規(guī)定開展差價結算，結算費用納入當地系統(tǒng)運行費用。
新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行期限：
1、2025年6月1日以前投產的新能源存量項目
（1）電量規(guī)模
由各地妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策。新能源項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。
鼓勵新能源項目通過設備更新改造升級等方式提升競爭力，主動參與市場競爭。
（2）機制電價
按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于當地煤電基準價。
（3）執(zhí)行期限
按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。光熱發(fā)電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現(xiàn)行政策執(zhí)行。
2、2025年6月1日起投產的新能源增量項目
（1）電量規(guī)模
每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。
超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規(guī)?？蛇m當減少；未完成的，次年納入機制的電量規(guī)?？蛇m當增加。
通知實施后第一年新增納入機制的電量占當地增量項目新能源上網電量的比例，要與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發(fā)電量。
（2）機制電價
由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。
競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。
競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。
（3）執(zhí)行期限
按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。
（二）政策影響
8、影響8：新能源項目的營收有了基本保證
新能源項目投資成本大，且投資回收期，超過8年以上。而且新能源項目融資比例通常在80%左右，成本回收期內，融資成本構成度電成本的主要部分。提高收益確定性，穩(wěn)定預期，可以降低融資成本，進而降低度電成本。
為了保證新能源市場化交易的可持續(xù)性，保證部分項目的營收，《通知》提出建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，在市場外建立差價結算的機制。
可持續(xù)發(fā)展價格結算機制（市場外差價結算機制）是一種新的風電、光伏上網電價機制。
“市場外差價結算機制”核心是引入了機制電價，可以理解成“保底價”。
“市場外差價結算機制”通俗講就是“多退少補”的結算方式。當市場內交易均價低于或高于機制電價的部分，高于機制電價時扣除差價，由電網企業(yè)按規(guī)定開展差價結算。通過“多退少補”的結算方式，從而保證新能源項目的營收保持在合理的水平，提高新能源項目投資收益的預期，降低市場不確定性風險。
此前的新能源交易制度下，新能源項目的電價由保障性收購電量下的標桿電價和市場化交易電量的市場電價兩部分組成，由于保障性部分占比較高，因此新能源項目的收益較為穩(wěn)定。
與原有的標桿上網電價相比，新制度下的新能源電站的收益不在保持穩(wěn)定，而是與市場波動掛鉤，地方政府僅通過差價結算提供有限托底。
“市場外差價結算機制”是政府與市場的“雙向平衡”，既堅持市場化改革方向，要求新能源電量全部入市，又通過差價結算機制為發(fā)電企業(yè)提供“緩沖墊”，避免電價斷崖式下跌引發(fā)行業(yè)系統(tǒng)性風險。這反映了政府市場化改革的矛盾，既要打破舊有補貼依賴，又要防止轉型陣痛沖擊行業(yè)信心。這種“政府定價”與“市場定價”的混合模式，注定是過渡期的權宜之計，隨著電力市場體系的成熟，機制電價終將退出歷史舞臺。
因此，對于新能源企業(yè)的存量項目而言，要盡可能的獲得更大比例的機制電量，有利于保證項目收益。
9、影響9：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”對存量項目的影響較小
《通知》提出，存量項目納入“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”的電量規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質的相關電量規(guī)模政策。機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行（標桿電價），不高于當地煤電基準價。執(zhí)行期限按照現(xiàn)行相關政策保障期限確定。
因此對于存量項目，延續(xù)現(xiàn)行的政策，以確保政策的穩(wěn)定性和延續(xù)性。
10、影響10：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”可能導致存量項目提前退役
《通知》提出，存量項目項目在規(guī)模范圍內每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例、但不得高于上一年。
這表明存量項目的市場化比例會逐漸上升，現(xiàn)行電價政策的影響權重將減小，直到完全市場化。如果機制電量比例下降速度過快，部分老舊電站可能因無法承受市場電價波動而提前退役。
11、影響11：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”對新增項目的影響不確定性高
《通知》對新增項目納入“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”的電量規(guī)模、機制電價、執(zhí)行期限的衡量標準比較模糊，靈活度較高。而且具體標準由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。
這就導致衡量標準的不確定較大，投資企業(yè)無法預測，且不同區(qū)域的標準有所差異。
12、影響12：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響增量項目的營收
《通知》提出，增量項目機制電價通過競價決定。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。
首先通過項目報價，選擇報價最低的項目入圍。然后在入圍的項目里，選擇報價最高的作為機制電價。打個比方，從1000名學生里，選擇考試成績分數倒數的100人作為重點輔導的樣本。在這入選的100人里，選擇成績最好的一個學生的分數，作為考核標準。
這就會導致競價壓力。企業(yè)為了入圍，會刻意壓低報價提高入圍概率，導致未來項目的營收空間被壓縮。
《通知》提出，競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。
理論投資回收期與實際投資回收期有較大的出入。有省份在制定機制電價時，以20年作為光伏電站初始投資回收期限，進而計算出光伏電站只需要一個非常低的價格上限。但實際上，在正常的新能源項目測算中，這一回收時間在8-12年不等，這就會導致政府無意中壓低價格上限。
《通知》提出的執(zhí)行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。
但是不同規(guī)模、區(qū)域的項目，期投資回收期差異較大，很難確定一個合理的投資回收期。這也對未來企業(yè)的營收產生影響。
除此以外，有的省份在制定政策時，認為包括風電、光伏的系統(tǒng)成本仍會持續(xù)下降，可以不斷的縮短機制電價的保障年限。但實際上，近兩年風電、光伏的設備廠家，尤其是光伏產業(yè)鏈在持續(xù)虧損。系統(tǒng)成本降出來的空間，大多都是由質量減配來兜底，投資成本降低的同時，增加了運營成本。近兩年，無論是風機、光伏還是儲能電站，事故頻發(fā)，已經有業(yè)主逐步意識到一味看價格定標，勢必會對電站的可靠性運行帶來嚴峻的質量風險。
13、影響13：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目競價頻率如何確定
《通知》提出，機制電價，由各地每年組織項目自愿參與競價形成。
目前，集中式光伏電站，從拿到指標到建成并網的周期已經從此前的1年左右增長到2年，風電的周期甚至需要3-4年，并且大電站各省的指標落地率并不樂觀。有部分省份，受土地因素的限制，地面電站指標的落地率甚至僅有20-30%。這一點會直接影響各省機制電量比例與開展競價的頻率，一年開展1次還是多次競價。
14、影響14：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目并網界定不明確
《通知》提出，機制電價由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。
關于“投產”，各省需要明確定義，避免今后產生爭議，就像2019年取消補貼的政策文件中對“并網”，沒有明確的定義，導致產生不同的理解，因涉及眾多項目能否拿到補貼，造成很大的矛盾。所以，規(guī)定清楚“投產”是“項目批準容量全部建成并網”，還是其他條件，非常必要。
15、影響15：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”增量項目未來12個月沒有如期投產怎么處置不清晰
《通知》提出，機制電價由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。
文件允許“未來12個月內投產”的項目參與競價，投資企業(yè)可以在開工前或投資決策前，明確是否能享受機制電價政策，可以減少投資收益的不確定性，有助于堅定企業(yè)的信心，提高企業(yè)投資新能源項目的積極性。
如果入選項目未能如期投產怎么解決，“136號文件”規(guī)定，機制電價政策執(zhí)行的期限，從項目申報的投產日期開始計算。項目如果不能如期投產，會減少項目享受機制電價政策的時間，扣除延期時間對應的機制電量。
比如某項目通過競價確定的機制電量總數是2000萬千瓦時，項目投產時間延期半年，則該項目享受機制電量的總數，要扣除1000萬千瓦時。
除了這個之外，是不是還需要其他懲罰措施，比如規(guī)定可以延遲的期限（半年？九個月？），過了期限取消資格，甚至投資主體一段時間內不能參與新項目的競價。
制定一定的懲罰措施，是為了避免企業(yè)拿不具備建設條件的項目參與競價，擾亂競價秩序，導致價格失真，并且浪費指標，影響新能源項目建設規(guī)模。
《通知》提出，執(zhí)行機制電價的起始時間按項目申報的投產時間確定。但是，項目實際的投產時間與其申報的投產時間不一致時，如何處理需要確定。如項目提前投產，則按項目申報的投產時間開始執(zhí)行，執(zhí)行期限時長不變。如項目未按期投產，則從實際投產日期開始執(zhí)行，實際投產日期前覆蓋的機制電量自動失效。此種情況下，執(zhí)行期限仍然從申報的投產時間開始計算且保持不變，即項目實際的執(zhí)行期限縮短，會減少享受機制電量的規(guī)模。
16、影響16：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”取消后，項目的投資風險提升
“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”有執(zhí)行期限，是一種過渡性安排。
無論是存量項目，還是增量項目，“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”都有一個執(zhí)行期限。一旦過了執(zhí)行期限，項目都要全部處于市場競爭狀態(tài)。
比如，若機制電價執(zhí)行期為10年，則第11年起需，面對市場競爭，如果電站壽命為25年，后續(xù)15年的營收是一個未知數。
17、影響17：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”刺激項目搶先并網（搶裝）
存量項目和增量項目以2025年6月1日為節(jié)點劃分。而“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”對增量項目的影響較大。因此，這就導致投資企業(yè)為了降低風險，新能源行業(yè)上演存量項目搶裝和新增項目迷茫半停滯的現(xiàn)象。
例如，中國電建2025年度51GW光伏組件框架入圍集中采購宣布終止。中國電建表示，鑒于近期新能源電價政策調整等因素，導致招標人的采購需求發(fā)生了一定變化，故終止本采購項目。
在江蘇、廣東等地，大量新能源企業(yè)為了追求存量政策的保障正在加速建設。受6月1號政策節(jié)點的影響，分布式光伏項目搶裝需求集中爆發(fā)，尤其是工商業(yè)分布式光伏訂單激增，2025年3月以來，大量光伏組件廠家的生生產線幾乎處于24小時連軸轉的狀態(tài)，訂單排期已經排到了2025年二季度末，整體組件價格也有明顯的一個企穩(wěn)上漲。國內主流光伏組件價格從2024年底的0.6元/W上漲到0.7元/W以上，部分分布式光伏組件現(xiàn)貨價格上升至0.8元/W。
18、影響18：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”使得增量項目投資測算更復雜
由于上網電價從固定的標桿電價變?yōu)闄C制電價、市場化交易電價等動態(tài)電價，在收益測算模型中，企業(yè)無法提前估算電價水平。
19、影響19：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響增量項目投資流程
在流程上，是先競價，再立項過會，還是先過會再參與競價。這兩種方式都會帶來相應的問題。
如果先過會，那么如何競價未入選，項目后續(xù)如何推進。
但如果先競價，意味著有12個月的投產期限要求，但當前受土地等因素制約，風電、光伏項目從獲得指標到并網的周期都在不斷拉長，光伏可能需要1.5年左右的時間，而風電可能長達2-3年。如果想要滿足12個月并網的要求，意味著投資企業(yè)前期需要提前進行前期工作的布局，這就需要土地、環(huán)評等相關費用的支出，這筆費用通過什么形式支付又是需要考慮的一個問題。
20、影響20：未進入“結算機制”投資項目停滯的概率增加
根據目前各省電力市場運行的情況看，新能源參與電力現(xiàn)貨市場形成的上網電價普遍偏低，而且我國電力現(xiàn)貨市場運行時間還不長，市場規(guī)則還在不斷完善，未來市場的不確定性非常高。
如果不能享受“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”，對沖市場風險，很多項目就會擱淺。
而且，沒有一個相對確定的項目投資收益模型，電力企業(yè)的投資決策也無法進行，也會導致投資停擺。
21、影響21：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”影響工商業(yè)用戶電價
《國家發(fā)展改革委、國家能源局有關負責同志就深化新能源上網電價市場化改革答記者問》中表示，這項改革，對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預計改革實施首年全國工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區(qū)可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。
“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”會對工商業(yè)用戶電價產生什么樣的影響，可以從兩個視角來看，一是根據市場交易情況，看差價結算結果是正值，可以補貼系統(tǒng)運行費用；還是負值，增加了系統(tǒng)運行費用的負擔？另一個視角是更本質的問題，隨著可再生能源并網規(guī)模的增加，會如何影響終端電價？
如果按照煤電基準電價作為機制電價，除少數區(qū)域外，大部分區(qū)域差價結算是負值，會導致工商業(yè)電價上漲。
如果按照風電光伏“合理收益電價”作為機制電價，大部分地區(qū)是正值，不會導致工商業(yè)電價上漲，還會為系統(tǒng)運行費用增加盈余，可以進一步補貼輔助服務，或者降低工商業(yè)電價。
四、市場交易均價
（一）政策文件
《通知》提出：
新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的結算方式。
對納入機制的電量，電網企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統(tǒng)運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算。
電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格確定；
電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。
各地將每年納入機制的電量分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。
（二）政策影響
22、影響22：“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”會扭曲真實的市場交易價格
電網企業(yè)每月按機制電價開展差價結算，并將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統(tǒng)運行費用。
由于增量項目通過競價入圍“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”，導致企業(yè)通過低價競價，導致機制電價較低。
“多退少補”的結算方式下，當市場均價高于機制電價，差價部分要退還。這就導致企業(yè)沒有提高市場交易價格的動力。反正報價高了，都要退還。還不如通過壓低市場交易價格，獲得更高的成交量。
因此，市場交易價格就是一個扭曲的、不真實的成交價格。
五、改革方案的制定
（一）政策文件
《通知》提出：
強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。
強化改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。
堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。
（二）政策影響
23、影響23：納入“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”項目無法獲得綠電增值收益
《通知》提出，強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。
綠證收益與機制電價，只能二選一。納入“可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”的電量無法核發(fā)綠證與結算綠證收益，故新能源發(fā)電項目相較于136號文實施前將減少供應機制電價部分電量的綠證。
而在我國綠證逐步與I-REC、APX TIGR等國際體系互認的背景下，市場對綠證的需求量預計將大幅增加。供需關系的失衡可能導致綠證價格上漲。
2025年3月，受廣東等部分省份3月31日履約考核的剛需影響，2024年的綠證價格從2月的0.85元/張左右，飆漲至2元/張上下。進入4月后，各省2024年綠證采購指標完成情況不甚理想，部分省份延長了采購期限，2024年綠證價格已持續(xù)上漲至當下的2.8元/張，漲幅高達200%。
長期來看，若制定的交易策略合理（降低機制電量比例以獲取綠證收益），發(fā)電企業(yè)亦可就未納入機制電價部分的電量獲得較高的綠證收益。
24、影響24：綠證歸屬不明確
《通知》明確提出納入機制的電量不重復獲得綠證收益，這部分綠電的環(huán)境收益理論上應該歸屬承擔差價結算費用的工商業(yè)用戶，但如何分配和使用，需要各省進一步明確。
25、影響25：新能源項目配儲更加靈活
《通知》提出，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。
各省新能源場站“強制配儲”政策實施以來問題凸顯，尤其是利用率不高，很多項目淪為“曬太陽工程”。“強制配儲”帶動了儲能設備市場快速增長，但“建而無用”引發(fā)低質低價無序競爭，造成利弊驅逐良幣，最終影響儲能行業(yè)技術進步和可持續(xù)發(fā)展。“強配儲能”投資效率低下，很多項目純屬投資浪費，無謂增加了新能源投資企業(yè)的負擔。
新政策取消強制配儲后，為新能源企業(yè)減負的同時，也為儲能行業(yè)市場化發(fā)展指明了方向。市場投資將更關注儲能的性能、質量和服務，儲能電站的投資收益也將拉開差距，行業(yè)洗牌加劇。
目前儲能行業(yè)投資主體過多，各類儲能企業(yè)統(tǒng)計超過了數10萬家，電力市場化以后，企業(yè)需要靠真本事吃飯，市場會趨于理性，會牽引行業(yè)重視研發(fā)投入和技術創(chuàng)新，來加速優(yōu)勝劣汰。
“136號文件”發(fā)布后，貴州、云南、廣東肇慶高要區(qū)分別發(fā)文，繼續(xù)強制要求新能源項目配置儲能。這些與中央不一致的政策文件的發(fā)布，能不能及時取締，取消“強制配儲”政策能不能有效落實，將會影響各地區(qū)改革方案的制定。
六、市場化交易管理主體
（一）政策文件
《通知》提出：
完善現(xiàn)貨市場交易和價格機制。具體由省級價格主管部門商有關部門制定并適時調整。
建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。
2025年6月1日起投產的新能源增量項目競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。
各省級價格主管部門會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體方案，做好影響測算分析，充分聽取有關方面意見，周密組織落實，主動協(xié)調解決實施過程中遇到的問題。
各地要在2025年底前出臺并實施具體方案。
（二）政策影響
26、影響26：企業(yè)投資決策更加復雜
《通知》給予各31?。ㄊ?、區(qū)）更大的自主決策權。很多執(zhí)行方案，都需要需要地方價格主管部門、能源主管部門、電力運行主管部門等通過出臺實施方案，予以具體明確。該機制與新能源技術、產業(yè)發(fā)展、電力市場、電力系統(tǒng)等方面相關，又涉及地方政府不同部門、發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)、終端用戶等眾多不同訴求的利益主體，在制定省級銜接文件時一定會有大量的“拉鋸”工作。
一方面，不同部門之間的訴求差異，會導致改革方案容易出現(xiàn)漏洞、矛盾、模糊不清的問題。在這些影響項目核心收益的細則確定之前，企業(yè)是沒辦法做投資決策。
另一方面，由于各省的投資環(huán)境差異，制定的改革方案也會有很大的差異。業(yè)內企業(yè)需要針對各省（市、區(qū)）的方案，制定差異化的對策，增加了投資的復雜性。在投資開發(fā)決策過程中，企業(yè)既要充分分析所在地區(qū)市場交易規(guī)則和電力供需形勢，還需要精細化的研判節(jié)點負荷、新能源出力曲線等因素，合理預估交易電價、機制電價，理性設置投資預期收益，抑制不合理的投資決策。
28、影響28：影響新能源投資項目的選址
31?。ㄊ?、區(qū)）制定的改革方案不同，勢必會影響投資項目的投資成本、營收等，進而會影響投資項目的選址。
新能源企業(yè)會根據各地的方案估算不同地區(qū)投資項目的營收，然后決定投資項目的選址。