一、文件主要内容
国家发改委印发的《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》（以下简称136号文）明确：新能源项目（风电、太阳能发电）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，建立新能源可持续发展价格结算机制，可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。在市场外建立差价结算的机制，差价电费纳入当地系统运行费用，从用户侧收取。纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模（以下简称机制电量）、执行期限区分存量项目和增量项目确定。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：李再忠）
对于存量项目（2025 年 6 月 1 日前投产），机制电价按现行价格政策执行（一般为当地煤电基准价），机制电量由项目业主每年自主确定电量比例，且不高于政府公布的机制电量、不得高于上一年。执行期限按照现行相关政策保障期限确定（一般为20年），以保持存量项目政策衔接。
对于增量项目（2025 年 6 月 1 日后投产），每年由当地政府部门根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定机制电量规模后，组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目，以竞价方式（个人认为同一项目可按小时数分段报价，按照集中竞价方式成交）确定机制电价。机制电价和机制电量的执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定（一般为8-12 年），以稳定增量项目收益预期。执行期限内自愿退出后不再纳入机制执行范围。
二、对新能源项目影响分析
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存量项目
根据某省部分10%入市风电场、光伏电站结算数据统计，2024 年结算电价分别为353.11元/MWh、343.63元/MWh，其中电能量市场结算电价分别为 377.79元/MWh、366.32元/MWh。以新的机制电价进行测算，并保持存量项目结算电价与现行政策衔接、同时将市场分摊费用纳入系统运行费，则：机制电价保持394.9元/MWh不变，风电场、光伏电站的机制电量占实际结算电量比例分别为70%、80%左右；若机制电量每降低10%，风电场、光伏电站结算电价分别降低12.96元/MWh、23.28元/MWh。随着新能源新增项目加入市场，以及煤电容量电费比例增加(2026 年起将不低于50%），未来现货市场的平均电价将逐步走低、峰谷价差拉大，存量光伏项目结算电价降低的幅度远大于存量风电场。
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增量项目
136 号文明确：增量项目在投资回收期内的机制电价和对应的机制电量不变，即该项目在收回投资期限内预期的电费收入是有保障的，有利于各类投资主体筛选资源禀赋好、开发建设成本低的项目，合理确定开发时序，控制投资风险。随着新能源技术进步、建设成本逐渐降低，预计每年机制电价呈走低趋势、机制电量呈减少趋势，进而减少由用户承担的系统运行费。
三、机制电价下新能源营销策略
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仅开展差价结算项目
136号文明确新能源全电量入市后，可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。当接受市场价格时，新能源场站的电费包括机制电价价差电费和市场交易电费，初期不再开展其他形式的差价结算。如下公式（1）
差价结算电费=
带下标i的指标为分时数据，不带下标的指标为分时数据汇总形成的月度数据（下同）。
则差价结算电费=
其中：市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定。在这种方式下，影响电费的主要因素取决于场站的实际上网电量，即场站的风光资源，另外场站的分时上网电量与现货电价的相关性越高，其电费越高；场站所处地理位置的现货节点电价越高（一般为负荷中心或输电通道受阻地区），其电费越高。从上述公式亦可知，机制电量占实际电量的比例α越高，其最终的电价越接近机制电价，反之越接近该项目的月度实时均价。
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参与省内中长期交易项目
若新能源场站可参与中长期和日前市场，其结算电费增加两项，即公式（2）：
参与省内中长期交易电费=
由公式（2）可知，在这种方式下，新能源可通过预判未来现货电价走势，签订适量的中长期合约增收（中长期合约的电价高于日前电价时增加持仓，反之亦然）；还可通过判断日前电价与实时电价的差值适当调整日前申报曲线增加收入（价差为正时，适当调高日前申报曲线，反之亦然）。
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同时参与省间和省内交易项目
参与省间现货交易可促进新能源跨省区消纳，实现更大范围的资源优化配置，有利于推动建设全国统一电力市场。若新能源场站在参与省内中长期、日前市场基础上继续参与省间现货的话，其结算电费再增加一项，即公式（3）：
参与省间和省内交易电费=
由公式（3）可知，在这种方式下，新能源还可通过判断省内实时电价走势，申报参与省间现货市场，省间日前电价高于省内实时电价可增收。
四、有关建议
● 在新能源项目开发时，建议充分考虑该项目的资源禀赋，特别是风电场风资源与现货电价的相关性，优先考虑相关系数较高的资源地区；同时考虑电网结构对现货节点电价的影响，优先考虑用电负荷中心、网络受阻、节点电价相对高的地区。
●在新能源项目设计和建设时，努力优化设计方案，降低建设成本。
●新能源项投产前，及时关注政策变化，适时参与可再生能源可持续发展电价机制竞价，以获取稳定的预期收入。
●新能源项目投产后，维护好功率预测系统，以及相关涉网设备， 减少“两个细则”考核费用。
●新能源项目投产后，及时关注现货市场形势以及同类型场站结算电价走势，选择适当时机退出。
●对于存量项目，应考虑市场规则变化对于入市方式的影响，选择适当时机参与中长期和日前市场，通过签订适量中长期合约及调整日前申报曲线获取更多收入。
●新能源参与省间现货时，需依托现货电价预测工具，准确把握好省间现货日前电价与省内现货实时电价的价差。
