报告链接：中国新能源发电市场投资建设与运营数据统计（2025版）
报告链接：中国新能源市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告（2025版）
一、新能源上网电量全面进入电力市场
（一）政策原文
（二）政策影响
1、影响1：只有风电、光伏发电项目共同参与市场竞争
2、影响2：非上网电量不参与市场交易
3、影响3：不强制所有电量全部入市
4、影响4：上网电价由市场交易形成
5、影响5：对电力交易员的需求大幅增长
二、完善市场化交易环境
（一）政策原文
（二）政策影响
6、影响6：电力交易更为复杂
7、影响7：现货市场价格波动
三、市场外建立差价结算的机制
（一）政策原文
（二）政策影响
8、影响8：新能源项目的营收有了基本保证
9、影响9：“可持续发展价格结算机制”对存量项目的影响较小
10、影响10：“可持续发展价格结算机制”可能导致存量项目提前退役
11、影响11：“可持续发展价格结算机制”对新增项目的影响不确定性高
12、影响12：“可持续发展价格结算机制”影响增量项目的营收
13、影响13：“可持续发展价格结算机制”增量项目竞价频率如何确定
14、影响14：“可持续发展价格结算机制”增量项目并网界定不明确
15、影响15：“可持续发展价格结算机制”增量项目未来12个月没有如期投产怎么处置不清晰
16、影响16：“可持续发展价格结算机制”取消后，项目的投资风险提升
17、影响17：“可持续发展价格结算机制”刺激项目抢先并网（抢装）
18、影响18：“可持续发展价格结算机制”使得增量项目投资测算更复杂
19、影响19：“可持续发展价格结算机制”影响增量项目投资流程
20、影响20：未进入“结算机制”投资项目停滞的概率增加
21、影响21：“可持续发展价格结算机制”影响工商业用户电价
四、市场交易均价
（一）政策文件
（二）政策影响
22、影响22：“可持续发展价格结算机制”会扭曲真实的市场交易价格
五、改革方案的制定
（一）政策文件
（二）政策影响
23、影响23：纳入“可持续发展价格结算机制”项目无法获得绿电增值收益
24、影响24：绿证归属不明确
25、影响25：新能源项目配储更加灵活
六、市场化交易管理主体
（一）政策文件
（二）政策影响
26、影响26：企业投资决策更加复杂
28、影响28：影响新能源投资项目的选址
一、新能源上网电量全面进入电力市场
（一）政策原文
《通知》提出：
坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。
新能源项目（风电、太阳能发电，下同）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。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
（二）政策影响
1、影响1：只有风电、光伏发电项目共同参与市场竞争
《通知》中提到的新能源项目是指风电、太阳能发电项目。这就表明，水电、生物质发电项目不参与市场竞争，仍然执行原来的政策。
目前，国内外官方、研究机构、从业者尚未对新能源的概念有明确的定义、范围界定。有的机构将水电、生物质发电纳入新能源范畴，而有的机构却将二者排除在外。
我国官方将水电、生物质发电项目纳入新能源的范畴。根据《通知》的规定，参与市场交易的项目只包含风电、光伏发电项目。
《通知》在最后提出，对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。
2、影响2：非上网电量不参与市场交易
《通知》提出，新能源上网电量全面进入电力市场。
相反，非上网电量不参与市场交易。非上网电量主要包括自发自用电量、直供电项目（直接交易）、源网荷储项目的签约电量等。
3、影响3：不强制所有电量全部入市
《通知》提出，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。
这表明《通知》对上网电量的入市留有了一定的余地，没有做出来强制性的要求。
主要是因为，我国新能源发电交易市场处于保障性收购与市场化交易并存的阶段。
我国新能源发展起步较早，经历了多个发展阶段：
（1）阶段1——优先购买：2005年之前，我国对新能源发电项目的交易态度是由电网企业优先购买。但是具体优先购买多少量、多少比例，没有明确要求。
《上网电价管理暂行办法》（2005年3月）提出，风电、地热等新能源和可再生能源企业暂不参与市场竞争，电量由电网企业按政府定价或招标价格优先购买，适时由政府规定供电企业售电量中新能源和可再生能源电量的比例，建立专门的竞争性新能源和可再生能源市场。
（2）阶段2——全额收购：2005-2008年，我国对新能源发电项目的交易政策是由电网企业全额收购。
《中华人民共和国可再生能源法》（2005年版）提出，电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。
《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（2007年1月）：可再生能源发电企业与省级电网企业应当参照国家电监会等部门颁发的《并网调度协议（示范文本）》和《购售电合同（示范文本）》，及时签署并网调度协议和购售电合同。省级电网企业应当依法按批准的可再生能源上网电价，全额收购其服务范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。
《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（2007年7月）：电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。
（3）阶段3——全额保障性收购过渡期：2009-2015年，我国对新能源发电项目的交易政策是由电网企业保障性收购收购。但是在这个阶段，全额保障性收购未正式实施。
《中华人民共和国可再生能源法》（2009年修订版）提出，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。
《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（2014年6月）提出，实施可再生能源电力配额制和全额保障性收购政策及配套措施。
（4）阶段4——保障性收购与市场化交易并存：可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分
《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（2016年3月）提出，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。
可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（2016年6月）提出，保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。
《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（2017年11月）提出，鼓励以竞争性市场化方式实现可再生能源充分利用。对最低保障收购年利用小时数之外的可再生能源电量，鼓励通过市场化交易促进消纳利用。
《电网企业全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（2019年11月）提出，可再生能源发电上网电量包括优先发电电量和市场交易电量两部分。市场交易电量是指售电企业、电力用户、拥有自备电厂的企业以及电网企业通过市场化交易购买的可再生能源电量。
4、影响4：上网电价由市场交易形成
《通知》提出，新能源项目市场交易的上网电价通过市场交易形成。
而在此之前，保障性收购的电价，主要是由官方政策规定的上网标杆电价确定。还有一部分市场交易的电价，由交易双方自主确定，例如协商、市场竞价。
《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（2015年3月）：参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。
《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（2016年3月）：可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
参与市场交易的可再生能源发电量按照项目所在地的补贴标准享受可再生能源电价补贴。
《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（2016年6月）：保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购年利用小时数的部分应通过市场交易方式消纳，由风电、光伏发电企业与售电企业或电力用户通过市场化的方式进行交易，并按新能源标杆上网电价与当地煤电标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘）的差额享受可再生能源补贴。
5、影响5：对电力交易员的需求大幅增长
随着更多的电量进入电力市场化交易，电力交易将变得更加的频繁，需要通过分析气象、用户负荷、储能设备运行等数据，形成交易策略，实现低买高卖，对AI调度员和交易员的需求增加。
二、完善市场化交易环境
为了给新能源发电项目创造更好的入市环境。《通知》对现货市场、中长期交易市场的发展做了相关规定。
（一）政策原文
《通知》提出：
1、完善现货市场交易和价格机制
完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。
适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
2、健全中长期市场交易和价格机制
不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。
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。
完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）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。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。
（二）政策影响
6、影响6：电力交易更为复杂
《通知》提出，现货市场限价（上限下限）由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
从目前新能源广泛参与电力交易的地区看，新能源在电力市场中普遍存在预测准确度低、出力波动大等特征，难以与火电等其他发电主体公乎竞争，新能源参与电力交易产生的偏差电费十分显著。
随着新能源项目全面入市，必将进一步拉低现货市场整体节点电价，新能源所在节点位置、市场交易策略差异将直接影响项目收入，不同出力特性下的新能源收入会逐渐拉大。
《通知》还明确中长期交易要向两个方向延伸，不仅鼓励增加周、日等较短周期中长期交易频次，还鼓励签订多年度较长周期的中长期交易合约。
这就对新能源企业在各类周期尺度下价格预测准确度提出了更高的要求，预计将会进一步增加电力交易策略制定和决策难度。
新能源入市交易如果操作不当甚至不进行操作，会导致电价大幅下降，降低企业经营收入，合理制定交易策略则能够大幅提升收入，拉开与同类企业差距。
7、影响7：现货市场价格波动
新能源入市后会导致现货市场电价波动增强，比如山东、浙江等地出现过短时负电价的现象，与此同时现货高价也时有发生，蒙西山西等地现货电价也曾突破每千瓦10亿元。新能源增量项目将按自身边际成本报价，这也将直接考验项目的选址和技术能力，从而实现优质优价，投资也会更加理性。
三、市场外建立差价结算的机制
（一）政策原文
《通知》提出：
建立新能源可持续发展价格结算机制。
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（以下简称机制电价）、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。
新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限：
1、2025年6月1日以前投产的新能源存量项目
（1）电量规模
由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。
鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。
（2）机制电价
按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。
（3）执行期限
按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。
2、2025年6月1日起投产的新能源增量项目
（1）电量规模
每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的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。
超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。
通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。
（2）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。
竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
（3）执行期限
按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
（二）政策影响
8、影响8：新能源项目的营收有了基本保证
新能源项目投资成本大，且投资回收期，超过8年以上。而且新能源项目融资比例通常在80%左右，成本回收期内，融资成本构成度电成本的主要部分。提高收益确定性，稳定预期，可以降低融资成本，进而降低度电成本。
为了保证新能源市场化交易的可持续性，保证部分项目的营收，《通知》提出建立新能源可持续发展价格结算机制，在市场外建立差价结算的机制。
可持续发展价格结算机制（市场外差价结算机制）是一种新的风电、光伏上网电价机制。
“市场外差价结算机制”核心是引入了机制电价，可以理解成“保底价”。
“市场外差价结算机制”通俗讲就是“多退少补”的结算方式。当市场内交易均价低于或高于机制电价的部分，高于机制电价时扣除差价，由电网企业按规定开展差价结算。通过“多退少补”的结算方式，从而保证新能源项目的营收保持在合理的水平，提高新能源项目投资收益的预期，降低市场不确定性风险。
此前的新能源交易制度下，新能源项目的电价由保障性收购电量下的标杆电价和市场化交易电量的市场电价两部分组成，由于保障性部分占比较高，因此新能源项目的收益较为稳定。
与原有的标杆上网电价相比，新制度下的新能源电站的收益不在保持稳定，而是与市场波动挂钩，地方政府仅通过差价结算提供有限托底。
“市场外差价结算机制”是政府与市场的“双向平衡”，既坚持市场化改革方向，要求新能源电量全部入市，又通过差价结算机制为发电企业提供“缓冲垫”，避免电价断崖式下跌引发行业系统性风险。这反映了政府市场化改革的矛盾，既要打破旧有补贴依赖，又要防止转型阵痛冲击行业信心。这种“政府定价”与“市场定价”的混合模式，注定是过渡期的权宜之计，随着电力市场体系的成熟，机制电价终将退出历史舞台。
因此，对于新能源企业的存量项目而言，要尽可能的获得更大比例的机制电量，有利于保证项目收益。
9、影响9：“可持续发展价格结算机制”对存量项目的影响较小
《通知》提出，存量项目纳入“可持续发展价格结算机制”的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。机制电价按现行价格政策执行（标杆电价），不高于当地煤电基准价。执行期限按照现行相关政策保障期限确定。
因此对于存量项目，延续现行的政策，以确保政策的稳定性和延续性。
10、影响10：“可持续发展价格结算机制”可能导致存量项目提前退役
《通知》提出，存量项目项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。
这表明存量项目的市场化比例会逐渐上升，现行电价政策的影响权重将减小，直到完全市场化。如果机制电量比例下降速度过快，部分老旧电站可能因无法承受市场电价波动而提前退役。
11、影响11：“可持续发展价格结算机制”对新增项目的影响不确定性高
《通知》对新增项目纳入“可持续发展价格结算机制”的电量规模、机制电价、执行期限的衡量标准比较模糊，灵活度较高。而且具体标准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。
这就导致衡量标准的不确定较大，投资企业无法预测，且不同区域的标准有所差异。
12、影响12：“可持续发展价格结算机制”影响增量项目的营收
《通知》提出，增量项目机制电价通过竞价决定。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。
首先通过项目报价，选择报价最低的项目入围。然后在入围的项目里，选择报价最高的作为机制电价。打个比方，从1000名学生里，选择考试成绩分数倒数的100人作为重点辅导的样本。在这入选的100人里，选择成绩最好的一个学生的分数，作为考核标准。
这就会导致竞价压力。企业为了入围，会刻意压低报价提高入围概率，导致未来项目的营收空间被压缩。
《通知》提出，竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
理论投资回收期与实际投资回收期有较大的出入。有省份在制定机制电价时，以20年作为光伏电站初始投资回收期限，进而计算出光伏电站只需要一个非常低的价格上限。但实际上，在正常的新能源项目测算中，这一回收时间在8-12年不等，这就会导致政府无意中压低价格上限。
《通知》提出的执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
但是不同规模、区域的项目，期投资回收期差异较大，很难确定一个合理的投资回收期。这也对未来企业的营收产生影响。
除此以外，有的省份在制定政策时，认为包括风电、光伏的系统成本仍会持续下降，可以不断的缩短机制电价的保障年限。但实际上，近两年风电、光伏的设备厂家，尤其是光伏产业链在持续亏损。系统成本降出来的空间，大多都是由质量减配来兜底，投资成本降低的同时，增加了运营成本。近两年，无论是风机、光伏还是储能电站，事故频发，已经有业主逐步意识到一味看价格定标，势必会对电站的可靠性运行带来严峻的质量风险。
13、影响13：“可持续发展价格结算机制”增量项目竞价频率如何确定
《通知》提出，机制电价，由各地每年组织项目自愿参与竞价形成。
目前，集中式光伏电站，从拿到指标到建成并网的周期已经从此前的1年左右增长到2年，风电的周期甚至需要3-4年，并且大电站各省的指标落地率并不乐观。有部分省份，受土地因素的限制，地面电站指标的落地率甚至仅有20-30%。这一点会直接影响各省机制电量比例与开展竞价的频率，一年开展1次还是多次竞价。
14、影响14：“可持续发展价格结算机制”增量项目并网界定不明确
《通知》提出，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。
关于“投产”，各省需要明确定义，避免今后产生争议，就像2019年取消补贴的政策文件中对“并网”，没有明确的定义，导致产生不同的理解，因涉及众多项目能否拿到补贴，造成很大的矛盾。所以，规定清楚“投产”是“项目批准容量全部建成并网”，还是其他条件，非常必要。
15、影响15：“可持续发展价格结算机制”增量项目未来12个月没有如期投产怎么处置不清晰
《通知》提出，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。
文件允许“未来12个月内投产”的项目参与竞价，投资企业可以在开工前或投资决策前，明确是否能享受机制电价政策，可以减少投资收益的不确定性，有助于坚定企业的信心，提高企业投资新能源项目的积极性。
如果入选项目未能如期投产怎么解决，“136号文件”规定，机制电价政策执行的期限，从项目申报的投产日期开始计算。项目如果不能如期投产，会减少项目享受机制电价政策的时间，扣除延期时间对应的机制电量。
比如某项目通过竞价确定的机制电量总数是2000万千瓦时，项目投产时间延期半年，则该项目享受机制电量的总数，要扣除1000万千瓦时。
除了这个之外，是不是还需要其他惩罚措施，比如规定可以延迟的期限（半年？九个月？），过了期限取消资格，甚至投资主体一段时间内不能参与新项目的竞价。
制定一定的惩罚措施，是为了避免企业拿不具备建设条件的项目参与竞价，扰乱竞价秩序，导致价格失真，并且浪费指标，影响新能源项目建设规模。
《通知》提出，执行机制电价的起始时间按项目申报的投产时间确定。但是，项目实际的投产时间与其申报的投产时间不一致时，如何处理需要确定。如项目提前投产，则按项目申报的投产时间开始执行，执行期限时长不变。如项目未按期投产，则从实际投产日期开始执行，实际投产日期前覆盖的机制电量自动失效。此种情况下，执行期限仍然从申报的投产时间开始计算且保持不变，即项目实际的执行期限缩短，会减少享受机制电量的规模。
16、影响16：“可持续发展价格结算机制”取消后，项目的投资风险提升
“可持续发展价格结算机制”有执行期限，是一种过渡性安排。
无论是存量项目，还是增量项目，“可持续发展价格结算机制”都有一个执行期限。一旦过了执行期限，项目都要全部处于市场竞争状态。
比如，若机制电价执行期为10年，则第11年起需，面对市场竞争，如果电站寿命为25年，后续15年的营收是一个未知数。
17、影响17：“可持续发展价格结算机制”刺激项目抢先并网（抢装）
存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。而“可持续发展价格结算机制”对增量项目的影响较大。因此，这就导致投资企业为了降低风险，新能源行业上演存量项目抢装和新增项目迷茫半停滞的现象。
例如，中国电建2025年度51GW光伏组件框架入围集中采购宣布终止。中国电建表示，鉴于近期新能源电价政策调整等因素，导致招标人的采购需求发生了一定变化，故终止本采购项目。
在江苏、广东等地，大量新能源企业为了追求存量政策的保障正在加速建设。受6月1号政策节点的影响，分布式光伏项目抢装需求集中爆发，尤其是工商业分布式光伏订单激增，2025年3月以来，大量光伏组件厂家的生生产线几乎处于24小时连轴转的状态，订单排期已经排到了2025年二季度末，整体组件价格也有明显的一个企稳上涨。国内主流光伏组件价格从2024年底的0.6元/W上涨到0.7元/W以上，部分分布式光伏组件现货价格上升至0.8元/W。
18、影响18：“可持续发展价格结算机制”使得增量项目投资测算更复杂
由于上网电价从固定的标杆电价变为机制电价、市场化交易电价等动态电价，在收益测算模型中，企业无法提前估算电价水平。
19、影响19：“可持续发展价格结算机制”影响增量项目投资流程
在流程上，是先竞价，再立项过会，还是先过会再参与竞价。这两种方式都会带来相应的问题。
如果先过会，那么如何竞价未入选，项目后续如何推进。
但如果先竞价，意味着有12个月的投产期限要求，但当前受土地等因素制约，风电、光伏项目从获得指标到并网的周期都在不断拉长，光伏可能需要1.5年左右的时间，而风电可能长达2-3年。如果想要满足12个月并网的要求，意味着投资企业前期需要提前进行前期工作的布局，这就需要土地、环评等相关费用的支出，这笔费用通过什么形式支付又是需要考虑的一个问题。
20、影响20：未进入“结算机制”投资项目停滞的概率增加
根据目前各省电力市场运行的情况看，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低，而且我国电力现货市场运行时间还不长，市场规则还在不断完善，未来市场的不确定性非常高。
如果不能享受“可持续发展价格结算机制”，对冲市场风险，很多项目就会搁浅。
而且，没有一个相对确定的项目投资收益模型，电力企业的投资决策也无法进行，也会导致投资停摆。
21、影响21：“可持续发展价格结算机制”影响工商业用户电价
《国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问》中表示，这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
“可持续发展价格结算机制”会对工商业用户电价产生什么样的影响，可以从两个视角来看，一是根据市场交易情况，看差价结算结果是正值，可以补贴系统运行费用；还是负值，增加了系统运行费用的负担？另一个视角是更本质的问题，随着可再生能源并网规模的增加，会如何影响终端电价？
如果按照煤电基准电价作为机制电价，除少数区域外，大部分区域差价结算是负值，会导致工商业电价上涨。
如果按照风电光伏“合理收益电价”作为机制电价，大部分地区是正值，不会导致工商业电价上涨，还会为系统运行费用增加盈余，可以进一步补贴辅助服务，或者降低工商业电价。
四、市场交易均价
（一）政策文件
《通知》提出：
新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。
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；初期不再开展其他形式的差价结算。
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。
（二）政策影响
22、影响22：“可持续发展价格结算机制”会扭曲真实的市场交易价格
电网企业每月按机制电价开展差价结算，并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。
由于增量项目通过竞价入围“可持续发展价格结算机制”，导致企业通过低价竞价，导致机制电价较低。
“多退少补”的结算方式下，当市场均价高于机制电价，差价部分要退还。这就导致企业没有提高市场交易价格的动力。反正报价高了，都要退还。还不如通过压低市场交易价格，获得更高的成交量。
因此，市场交易价格就是一个扭曲的、不真实的成交价格。
五、改革方案的制定
（一）政策文件
《通知》提出：
强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。
坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，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。
享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
（二）政策影响
23、影响23：纳入“可持续发展价格结算机制”项目无法获得绿电增值收益
《通知》提出，强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
绿证收益与机制电价，只能二选一。纳入“可持续发展价格结算机制”的电量无法核发绿证与结算绿证收益，故新能源发电项目相较于136号文实施前将减少供应机制电价部分电量的绿证。
而在我国绿证逐步与I-REC、APX TIGR等国际体系互认的背景下，市场对绿证的需求量预计将大幅增加。供需关系的失衡可能导致绿证价格上涨。
2025年3月，受广东等部分省份3月31日履约考核的刚需影响，2024年的绿证价格从2月的0.85元/张左右，飙涨至2元/张上下。进入4月后，各省2024年绿证采购指标完成情况不甚理想，部分省份延长了采购期限，2024年绿证价格已持续上涨至当下的2.8元/张，涨幅高达200%。
长期来看，若制定的交易策略合理（降低机制电量比例以获取绿证收益），发电企业亦可就未纳入机制电价部分的电量获得较高的绿证收益。
24、影响24：绿证归属不明确
《通知》明确提出纳入机制的电量不重复获得绿证收益，这部分绿电的环境收益理论上应该归属承担差价结算费用的工商业用户，但如何分配和使用，需要各省进一步明确。
25、影响25：新能源项目配储更加灵活
《通知》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。
各省新能源场站“强制配储”政策实施以来问题凸显，尤其是利用率不高，很多项目沦为“晒太阳工程”。“强制配储”带动了储能设备市场快速增长，但“建而无用”引发低质低价无序竞争，造成利弊驱逐良币，最终影响储能行业技术进步和可持续发展。“强配储能”投资效率低下，很多项目纯属投资浪费，无谓增加了新能源投资企业的负担。
新政策取消强制配储后，为新能源企业减负的同时，也为储能行业市场化发展指明了方向。市场投资将更关注储能的性能、质量和服务，储能电站的投资收益也将拉开差距，行业洗牌加剧。
目前储能行业投资主体过多，各类储能企业统计超过了数10万家，电力市场化以后，企业需要靠真本事吃饭，市场会趋于理性，会牵引行业重视研发投入和技术创新，来加速优胜劣汰。
“136号文件”发布后，贵州、云南、广东肇庆高要区分别发文，继续强制要求新能源项目配置储能。这些与中央不一致的政策文件的发布，能不能及时取缔，取消“强制配储”政策能不能有效落实，将会影响各地区改革方案的制定。
六、市场化交易管理主体
（一）政策文件
《通知》提出：
完善现货市场交易和价格机制。具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
建立新能源可持续发展价格结算机制。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（以下简称机制电价）、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。
2025年6月1日起投产的新能源增量项目竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题。
各地要在2025年底前出台并实施具体方案。
（二）政策影响
26、影响26：企业投资决策更加复杂
《通知》给予各31省（市、区）更大的自主决策权。很多执行方案，都需要需要地方价格主管部门、能源主管部门、电力运行主管部门等通过出台实施方案，予以具体明确。该机制与新能源技术、产业发展、电力市场、电力系统等方面相关，又涉及地方政府不同部门、发电企业、电网企业、终端用户等众多不同诉求的利益主体，在制定省级衔接文件时一定会有大量的“拉锯”工作。
一方面，不同部门之间的诉求差异，会导致改革方案容易出现漏洞、矛盾、模糊不清的问题。在这些影响项目核心收益的细则确定之前，企业是没办法做投资决策。
另一方面，由于各省的投资环境差异，制定的改革方案也会有很大的差异。业内企业需要针对各省（市、区）的方案，制定差异化的对策，增加了投资的复杂性。在投资开发决策过程中，企业既要充分分析所在地区市场交易规则和电力供需形势，还需要精细化的研判节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价，理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。
28、影响28：影响新能源投资项目的选址
31省（市、区）制定的改革方案不同，势必会影响投资项目的投资成本、营收等，进而会影响投资项目的选址。
新能源企业会根据各地的方案估算不同地区投资项目的营收，然后决定投资项目的选址。