截至2024年底，我國新能源（風電、光伏）裝機容量14.1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模40%以上，標志著新能源從補充能源轉(zhuǎn)向主力電源。在我國新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期，新能源（風電、光伏）實行“燃煤標桿電價+國家/地方財政補貼”的上網(wǎng)電價機制。由于新能源項目發(fā)電功率不穩(wěn)定，電網(wǎng)需要更多系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力以消納新能源電量和平抑波動，同時，在新能源開發(fā)建設(shè)成本大幅下降、新能源入市交易已成規(guī)模的背景下，需要通過市場化定價機制優(yōu)化資源配置。

2019年首批平價項目政策（如《關(guān)于公布2020年風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》）要求項目在2020-2022年間并網(wǎng)，但未明確長期電價形成機制。136號文通過建立存量與增量項目差異化機制電價（差價結(jié)算模式），實現(xiàn)政策平穩(wěn)過渡，保障已投運項目合理收益。

為充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，推動新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，促進能源綠色低碳轉(zhuǎn)型。136號文是國家層面明確了新能源上網(wǎng)電價全部由市場形成，建立支持新能源高質(zhì)量發(fā)展的制度，是能源電力能力的重大舉措。

136號文要求新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，徹底改變了原有的收益模式和競爭格局。新能源風電和光伏項目將面臨電價不穩(wěn)定的新挑戰(zhàn)。這一改革將結(jié)束新能源項目部分電量依靠保障性收購、固定電價的模式，推動新能源全面參與市場競爭。

新能源發(fā)電依賴自然條件，發(fā)電效率受天氣、季節(jié)影響較大，需要搭配儲能技術(shù)或靈活電網(wǎng)調(diào)度，具有波動性、間歇性，新能源發(fā)電高峰與需求側(cè)高峰并不匹配，這將導致市場化價格機制下新能源電價大幅波動。新能源完全進入市場，將對新能源電價產(chǎn)生巨大的影響。

136號文規(guī)定，新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)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(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。

通過價格結(jié)算機制，已經(jīng)投運的部分新能源電站還享受固定電價的保障性政策，設(shè)立該結(jié)算機制可以與現(xiàn)行政策妥善銜接，保障該等新能源電站向市場化價格機制平穩(wěn)過渡。

136號文規(guī)定，存量項目和增量項目以2025年6月1日為節(jié)點劃分：

對于2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目，逐步減少對政策托底的依賴，通過開展差價結(jié)算實現(xiàn)電價等與現(xiàn)行政策妥善銜接。存量項目機制電量規(guī)模與保障性電量一致，隨著新能源項目增加，分攤到的機制電量會逐年降低，存量項目機制電價將不高于燃煤標桿電價，因此整體收益在短期內(nèi)會保持相對穩(wěn)定。

2025年6月1日及以后投產(chǎn)的增量項目，需要通過市場化競價方式逐年確定機制電價，納入機制的電量規(guī)模根據(jù)國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調(diào)整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。機制電價的電量規(guī)模也會受到限制。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(chǎn)時間確定，入選時已投產(chǎn)的項目按入選時間確定。增量項目需完全通過市場交易獲取收益，新能源企業(yè)需優(yōu)化成本結(jié)構(gòu)（如降低組件、運維成本）、提升發(fā)電效率（如采用高效光伏組件、智能運維系統(tǒng)），以應對市場競爭。

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(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。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(guān)系。指導電力交易機構(gòu)在合理銜接、風險可控的前提下，探索組織開展多年期交易。

136號文強化規(guī)劃協(xié)同，做好與國家能源電力規(guī)劃的銜接，一是與“綠證”機制協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復獲得綠證收益；二是改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核；三是與儲能政策協(xié)同，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件；四是與補貼政策協(xié)同，享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

136號文要求各地制定自己的具體實施政策。新能源企業(yè)應密切關(guān)注當?shù)爻雠_的具體政策，研判電力市場行情，及時調(diào)整戰(zhàn)略布局。

新能源企業(yè)的存量項目，需利用過渡期優(yōu)化運營（如提升發(fā)電量、降低運維成本），為過渡期結(jié)束后的市場競爭做準備；對于增量項目，需更嚴格地評估市場風險（如電力市場需求、電價走勢）。

136號文出臺將直接影響新能源投資項目評估，在投資開發(fā)決策過程中，新能源企業(yè)既要充分分析所在地區(qū)相關(guān)政策、市場交易規(guī)則及電力供需形勢，充分研判各類發(fā)電電源裝機、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(shè)置投資預期收益，抑制不合理的投資決策。

新能源全面入市、機制電價由競價方式確立，未來新能源項目收益將面臨重大挑戰(zhàn)。未來電力市場交易收入是新能源電站最主要的收入來源，需要根據(jù)市場環(huán)境重新計算投策收益。新能源企業(yè)需要建立交易風險管理體系，提升交易收入。電力市場交易具有專業(yè)性和復雜性，新能源企業(yè)需要配置專門的電力交易部門，建立市場化電價預測模型，優(yōu)化收益測算，保障項目運營提供有效的電力交易工作。

136號文的市場化改革將推動新能源產(chǎn)業(yè)鏈上下游的合作模式升級：與電網(wǎng)企業(yè)的合作：并網(wǎng)環(huán)節(jié)需更注重電網(wǎng)接入條件、消納能力及調(diào)度管理要求，新能源企業(yè)需加強與電網(wǎng)企業(yè)的協(xié)同；與用戶的合作：新能源企業(yè)需與用戶簽訂長期合同，共同應對市場風險；與供應商的合作：組件、設(shè)備供應商需提供更高效、低成本的產(chǎn)品，幫助新能源企業(yè)降低發(fā)電成本，提升市場競爭力。