136号文件就市场体系、结算机制、政策协同三方面为新能源上网电价市场化改革、促进新能源企业高质量发展提供了机制保障。
136号文件以“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”为总体思路，推动新能源公平参与市场交易，建立新能源可持续发展价格结算机制，完善电力市场体系。
截至2024年年底，我国新能源发电装机容量已突破14.5亿千瓦，全年风电、光伏和生物质发电的发电量分别达到9916、8341和2083亿千瓦时，省内绿电交易量达到2048千瓦时。新能源呈现蓬勃发展态势，但其消纳问题日益凸显，新能源参与市场进程仍显滞后。136号文件就市场体系、结算机制、政策协同三方面为新能源上网电价市场化改革、促进新能源企业高质量发展提供了机制保障。
新能源企业面对的市场环境得到优化
136号文件发布后，新能源企业面对的市场环境得到优化，主要体现在以下三个方面。
第一，政策着力构建统一规范的电力市场体系，明确了新能源上网电量全面参与现货及中长期市场的机制。
一是围绕明确推动新能源上网电量全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
二是围绕交易机制和竞价机制，明确了新能源企业参与现货市场的运行体系。在交易机制方面，推动新能源公平参与实时市场，加快其自愿参与日前市场，为新能源企业提供更灵活的市场交易环境。在竞价机制方面，适当放宽现货市场限价，为新能源企业市场申报价格提供较宽松的报价区间，有助于其在市场竞争中平衡收益与风险，同时避免因价格极端波动导致的经营困境，增强其投资信心。
三是围绕交易品种、交易合同和绿电交易方式，完善新能源企业参与中长期市场交易体系。在交易品种方面，不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，为新能源企业提升市场参与度，形成稳定的供求关系提供有力支持。在交易合同方面，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整，有助于新能源企业根据自身发电特性优化合同条款，更好适应市场供需变化。在绿电交易方式方面，完善绿电交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿证价格，省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易，为新能源企业提供了清晰的交易规则和价格指引。
第二，136号文件坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
一是新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
二是明确存量、增量项目的电量规模、机制电价和执行期限，进行分类施策。通过政策统筹协调，引导新能源企业根据项目类型制定差异化的差价合约执行策略。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。2025年6月1日起投产的新能源增量项目，机制电价由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。
三是健全市场结算方式，形成较完善的市场运行环境。电力现货市场连续运行地区，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；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。
第三，136号文件构筑政策协同机制，为新能源企业参与市场竞争提供制度支撑。
一是提出纳入新能源的系统运行费用机制，为多种资源的公平竞争和成本分摊奠定基础。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，更好地体现新能源公平承担电力系统调节成本的作用。
二是提出不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，为新能源项目建设减负。引导新能源企业综合考虑技术、环境和经济等因素自主配备储能装置，一定程度上降低其投资负担，推动新能源配储向市场化、经济性驱动的方向协调发展。
三是坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。统筹协调新能源等电力设施规划、多层次统一电力市场的建设，以及“电—碳—绿证”协同等政策，融合新型电力系统发展方向、市场政策及与外部市场衔接政策，为新能源企业创造市场化发展机遇，促进新型电力系统高效协同运行。
新能源企业如何进一步融入市场
新能源企业需统筹整体发展规划，优化项目结构布局。
第一，统筹规划与政策协同，推进多领域目标一体落实。通过统筹规划，协同自身发展战略与国家能源发展战略、区域经济布局以及生态环境保护等目标，确保新能源项目的开发与电网建设、储能设施、负荷需求等相匹配，避免资源浪费和重复建设。
第二，分区域差异化规划，因地制宜优化新能源布局。根据不同地区的资源禀赋和负荷需求，制定差异化的新能源项目发展规划，在资源丰富但负荷较低的地区，优先发展集中式新能源项目，实现规模化发展，在资源相对匮乏但负荷需求较高的地区，探索分布式新能源项目满足当地用电需求。
第三，长期规划与短期目标结合，分阶段推动新能源结构优化。制定长期的新能源项目发展规划，明确自身在新能源领域的定位和发展路径，提前布局关键技术领域，从而在市场竞争中占据有利地位，同时设定短期目标，将长期规划分解为可操作的具体任务，在各阶段有条不紊地推进工作，实现资源的合理配置。通过分阶段实施，企业可以更好地适应市场变化和政策导向，实现经济效益与环境效益的统一长远发展。
新能源企业需加强投资建设管理，降低投资成本。
第一，优化投资建设结构，提升资源配置效率。根据当地的资源禀赋和自身实际情况，制定差异化的储能配置方案，通过多元化投资，避免过度集中投资于单一技术或项目类型，降低投资风险，提升整体收益。
第二，建立投资决策模型，合理管控投资成本。考虑市场变化、技术进步、政策调整等多种因素的影响，动态评估不同投资方案的环境收益，合理调整投资组合，确保投资决策的科学性和前瞻性，从而提高企业运营效率和市场竞争力。
第三，加强技术创新与成本控制，实现精细化管理。以技术创新作为核心驱动力，加速新技术的研发和应用，提高生产效率，控制内部成本，进一步提升新能源项目的经济性和竞争力。
新能源企业需提升企业运行管理水平，增强决策能力。
第一，提升新能源的出力预测精度，提高市场决策科学性。建立基于气象数据、历史出力数据和实时运行数据的预测模型，为现货竞价、中长期合约量价曲线、机制电量规模等市场交易参数的确定提供预测依据。
第二，提高市场价格预测水平，增强市场预判能力。结合季节、气象因素、节假日等外部条件，精准把控市场价格的不确定性，通过市场化价格信号引导运行调度，有助于新能源企业优化自身发电计划，为制定中长期发展战略提供决策支持。
第三，建立运行监测数据平台，提升运行效率。建立完善的新能源项目运行监测和维护体系，精准把握市场运行供需动态，确保项目的安全稳定运行。通过实时监测和定期维护，提升项目的运行效率和寿命。
新能源企业需强化市场参与能力，提高多元收益水平。
第一，优化现货市场报价策略，增强市场响应能力。根据市场形成的报价区间要求，结合本地工商业用户尖峰价格以及自身成本、出力等因素科学制定报价策略，保障企业可靠收益。优化实时报价策略，根据供需情况及市场预测结果等信息，灵活适时调整报价，提高中标概率。
第二，完善中长期市场报价策略，提升市场适应性。拓展多年期购电协议（PPA）报价策略，积极适应分时段报价新模式，结合自身出力特性，合理确定年度、月度等各交易周期的合约量价、曲线，提高合同适应性。充分利用绿电绿色权益价值与绿证价格的联动机制，根据绿证市场价格形成绿色权益价格报价依据，助力企业充分变现环境价值。
第三，积极参与机制电价竞价，保障可靠收益。密切关注当地价格主管部门发布的竞价区间信息，结合当地煤电上网价格、市场交易均价及自身投资运营成本、平准化度电成本等因素，确定竞价拍卖策略，最大化保障其可靠收益。
第四，合理进行机制电量分摊，实现收益最大化目标。根据企业自身的出力特性和市场整体供需情况，结合市场各月交易均价与机制电价的价差，合理设置各月分摊比例。在市场均价较高的时候适当降低分摊比例，市场均价较低时合理提升分摊比例，通过灵活调整提升企业收益水平。
第五，统筹电碳绿证协同政策，获取绿色收益。积极参与“证电合一”与“证电分离”多种交易模式，根据企业特点形成多类型交易模式的交易组合方案。统筹考虑可再生能源消纳责任权重、绿电消费、CCER以及碳配额政策协同机制，充分发挥电价、碳价与绿证价格的联动作用，为企业开拓多元化收益渠道。
新能源企业需大力推广人工智能等新型技术应用，提升市场竞争效能。
第一，加快神经网络等人工智能技术的应用，提升市场预测精度。应用机器学习等方法优化出力预测模型，结合大数据等方法提高市场价格预测精度，实现对市场运行态势的精准把控以及对市场决策的智能化支持，提升市场运行水平。
第二，加强深度强化学习等方法在市场竞价中的应用，提升市场竞争力。设计基于深度强化学习等人工智能技术的竞价出清算法，建立更加精准快速的智能化实时报价系统，提升企业在新型电力系统市场运行的竞争优势。
第三，深化市场仿真技术应用，构建市场运行仿真平台。在系统运行环境方面，综合考虑各省份的市场结构、供需特征、交易规则等复杂因素，构建多类型市场运行仿真场景，开展针对性的市场运行仿真研究，精准把握新型电力系统市场运行的动态复杂特性，增强企业应对复杂市场的能力。在市场政策组合方面，构筑碳配额、可再生能源电力消纳责任权重、CCER占比等关联政策的不同组合场景，进行多场景长周期仿真运行分析，验证不同的政策组合场景下市场运行策略的有效性，为新能源企业的绿色低碳发展提供仿真决策支持。在竞价策略方面，对各省市各级市场新能源项目纳入机制的电量规模、机制电价、执行期限等参数进行动态仿真模拟，分析不同场景下的竞价出清规则与新能源可持续发展价格结算机制的适配关系，对新能源全面参与市场的交易机制以及结算机制进行设计、组合、验证、优化、预测和评价。在投资建设规划方面，面向动态变化的市场运行环境，综合考虑资源禀赋、市场需求、政策导向等因素，应用仿真技术优化新能源企业的建设规模和投资方案，制定科学合理的投资策略，优化项目布局和资源配置，提升投资效益和市场竞争力，为企业的长期发展战略提供仿真支撑。
（作者均供职于华北电力大学能源互联网研究中心）
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