随着我国能源转型的推进，新能源行业正从补贴驱动转向市场驱动。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称《通知》）进一步明确了新能源上网电价市场化改革的路径，并提出了“可持续发展价格结算机制”，为保障新能源项目长期稳定收益提供了重要保障。
新能源行业的快速发展，尤其是风能和太阳能的普及，助力国家“双碳”目标的实现，但新能源项目的间歇性、波动性和季节性等特征，其长期稳定收益面临不少挑战。因此，如何通过有效的价格结算机制确保新能源企业的可持续发展，已成为各方关注的焦点。
一、可持续发展价格机制的核心设计
《通知》提出的“可持续发展价格结算机制”旨在通过市场化交易保障新能源项目的长期稳定收益，针对价格波动和市场风险实施差价结算。该机制的核心设计包括两个主要部分：
（一）机制电价机制电价是由国家和地方政府通过竞价设定的参考电价，旨在确保新能源项目的基本投资回报，避免因市场波动导致项目无法收回成本。机制电价与市场电价相关联，但并不完全等同。它提供了一个长期的保障基准，使新能源项目在市场波动中能够维持稳定收益。
（二）差价结算差价结算机制要求，电网公司在新能源项目参与市场交易后，根据市场电价与机制电价之间的差额进行结算。如果市场电价低于机制电价，电网公司为企业补偿差额；如果市场电价高于机制电价，电网公司则收回差额。通过这种机制，可以降低新能源项目参与市场的波动风险。
类似的差价结算机制在多个国家的新能源市场中得到了应用。例如，英国的差价合约（CFD）机制，通过确保新能源项目的固定价格，为项目提供了长期的财务保障。该机制在保障投资回报的同时，也激励了技术创新和市场竞争，取得了良好的市场效果。
二、可持续发展价格结算机制的意义
在市场化改革中，新能源项目面临的主要挑战之一是电价波动。由于新能源发电受天气、季节等自然因素影响，电力生产的间歇性和波动性使得其价格在市场中波动较大。尤其在需求不足或供应过剩时，新能源项目的收益可能大幅下降。通过机制电价与差价结算相结合，政策能够保障企业的基本收益，避免市场波动导致亏损，从而吸引更多资本投入新能源行业。
（一）保障新能源企业的长期收益机制电价和差价结算的设计，能够有效避免因电价波动过大而影响新能源项目的稳定收益。长期的收益保障将增强投资者信心，吸引更多社会资本进入新能源领域，推动行业持续健康发展。
（二）降低投资不确定性新能源项目的初期投资和长期运营成本较高，且电价受市场供需影响，投资回报期较长。通过设定合理的机制电价，企业在电价波动较大的情况下依然能够确保基本收益，降低投资风险，提升项目的财务可行性。
（三）促进新能源技术创新和优化机制电价为技术创新提供了动力。随着技术进步，新能源发电成本逐渐降低，机制电价可根据市场需求和技术进步情况进行适时调整。这不仅保障了长期收益，还鼓励企业加快技术创新，提升发电效率，降低成本，最终形成技术与市场的良性循环。
三、可持续发展价格结算机制带来的挑战
尽管可持续发展价格结算机制为新能源项目提供了重要的收益保障，但在实施过程中，仍面临许多复杂的挑战，特别是在机制电价的合理性、差价结算的执行难度以及地方政策的差异性等方面。这些挑战既有对企业、也有对政府，用户的，理顺和明白这些挑战的内涵，才能更好的用好政策工具，实现自身利益的最大化。
（一）机制电价的合理性机制电价的制定直接影响新能源项目的盈利能力。如果机制电价过低，企业难以覆盖成本，影响可持续发展；若过高，可能导致市场竞争不公平，抑制技术创新。机制电价需要根据市场需求、技术进步和电力价格波动进行动态调整，以避免脱节，确保企业收益的同时维护市场公平。若调整不及时，可能导致部分项目的盈利空间过大或过小，影响市场稳定。
（二）机制电价与现行政策下存量新能源项目电价的衔接对于存量新能源项目，《通知》对电量规模、电价以及执行期限做出了表述。其中，规模方面《通知》提出“由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。”自我国新能源产业发展以来，国家根据发展形势出台多项政策保障新能源健康可持续发展，已有的存量新能源项目有列入中央财政补贴的项目，国家先后发布风、光重点资源区最低保障年利用小时数、明确了全生命周期合理利用小时数，也对各个省明确非水可再生能源消纳权重。
《通知》要求每年确定的机制电量规模不高于上一年，意味着保障性电量要逐步退坡。如何同时满足现有全生命周期利用小时数与逐年退坡机制电量，需要进行细致的研究测算。
另外，存量新能源入市后的机制电价方面，《通知》也提出“按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价” 因此，如何与已有保障政策衔接、保障存量新能源项目的健康发展是当前需要突破的政策难点。
注：项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其 中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备 案）容量的，以实际容量为准。
（三）新增新能源项目的竞价机制对于新增新能源项目，尽管《通知》明确“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”，但对于新能源资源、发展程度不一致的地方，必然会有不同的考量，能否按照国家政策合理保障“一出生便独立”的新增新能源项目，还有很大的不确定性。
此外，如何参与并形成竞争性机制电价取决于市场、政府、供需形势等多方因素，如何破题是新能源企业接下来需要重视的关键问题。
（四）差价结算制定的制定及执行难度对于新能源可持续发展价格结算机制的结算方式，《通知》明确采用差价结算，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，价差为由竞价产生的机制电价与发电侧实时市场同类项目加权平均价格（或发电侧中长期交易同类项目加权平均价格）之间的差值，其补偿内涵类似于政府授权差价合约，这个做法可以在一定程度上稳定新能源项目的收益预期。
上述概念清晰，但焦点在于机制电价的竞价方式和过程，在各地非水电可再生能源电力消纳权重的边界条件下，有限的机制电价电量空间或引起新能源项目之间的价格踩踏。因此初期如何对机制电价设定竞价下限是对地方政府智慧的一次大考。
（五）地方政策的差异性和执行力地方政策的差异性可能导致机制电价和差价结算的适用性不一，进而影响新能源项目的公平性。各地资源禀赋、经济状况和电力市场发展阶段不同，导致政策执行效果差异。某些地方可能因政策支持力度不足，无法充分保障新能源项目的可持续发展。政府需确保地方政策的一致性和执行力，避免地区差异造成不公平竞争。
同时，对于地方政府来说，机制电价可以作为调节当地新能源产业发展速度和进程的手段，机制电价的高低会吸引或者抑制新能源投资的积极性，保障当地新能源消纳在合理的区间。
（六）机制电价差价的分摊对于机制电价与发电侧实时市场同类项目加权平均价格的差额，《通知》明确该差额纳入当地系统运行费用。但未明确系统运行费用将在发电侧还是用户侧疏导，若在用户侧疏导，可能导致的结果是地方为保持终端用电成本，机制电价上限可能过低，与新能源企业预期收益不符；若保障新能源企业预期，则可能导致用电成本升高，如何平衡是未来的一个难点。
此外，2025年6月1日的时间节点，或推动又一个可再生能源的抢装潮，电网消纳进一步承压。行业发展的政策性波动难以避免，但应尽可能减少，某一环节的变化波及的是全产业链。
四、如何应对风险，抓住市场机遇
可持续发展价格结算机制既有保障又有风险，助力新能源企业成长的“拐杖”必然会在一定时间后撤掉，新能源企业需要制定周全的应对策略，同时利用市场中的机遇促进长远发展，尽快产生自我造血功能，防止政策波动导致企业发生生存危机。政府在这一过程中也需发挥关键作用，确保政策落地并且高效执行。
（一）机制电价的合理性和调整的应对机制电价的合理性直接关系到新能源企业的长远盈利能力。如果机制电价过低，企业可能面临盈利压力，无法覆盖投资成本；若过高，则可能削弱市场竞争力，影响创新进程。与此同时，电价的调整不及时可能导致企业长期依赖政府支持，从而降低其市场适应能力。
新能源企业应密切关注政府关于机制电价调整的政策动态，并积极参与政策制定的反馈过程。企业需做好内部财务模型，以便在电价波动时快速调整战略，保持盈利能力。尤其是在技术进步的过程中，企业应根据自身技术的成熟度评估未来成本变化，确保其技术路线在长期内具备竞争力。
政府应建立长期监测机制，定期评估机制电价的合理性，并根据市场供需、技术进展以及国际能源价格波动等多重因素进行动态调整。应避免过于频繁的调整，确保企业对未来的预期稳定。政府还应加强政策透明度，让市场参与者清楚预见电价调整的规律，减少政策执行中的不确定性。
（二）差价结算执行难度的应对差价结算机制的实施依赖于电网公司强有力的执行和信息协调能力。若执行过程中的信息不透明或协调不力，可能导致结算不准确，影响企业的预期收益。更重要的是，结算的准确性直接决定了新能源项目的财务稳定性，若结算错误可能导致企业面临资金流动性问题。
新能源企业应主动建立与电网公司及政府部门的沟通机制，确保差价结算的透明性和及时性。企业可通过实施信息化管理系统，与电网公司共享实时数据和发电信息，以提升结算的准确性。此外，企业可以通过精细化的发电计划和市场参与策略，尽量减少因市场波动带来的风险，最大化利用差价结算机制的优势。
政府应建立专门的监督机制，确保结算流程的透明和公正。此外，政府应鼓励电网公司在结算过程中提供更加清晰和详细的数据反馈，确保新能源企业能够及时掌握结算相关信息。
（三）地方政策差异性的应对地方政策的差异性是新能源企业面临的重要风险之一。各地政策的差异可能导致新能源项目在不同地区的执行效果大不相同。政策支持力度不同可能影响项目的收益水平，甚至会对跨地区的投资者产生不公平的竞争压力。
新能源企业应深入了解各地的政策差异，特别是各地方政府对新能源项目的支持力度、税收优惠、财政补贴等政策内容。企业应根据区域差异灵活调整市场进入策略，合理布局项目，在政策有利的地区加大投资力度，在政策风险较大的地区适度保守。同时，企业应与地方政府保持密切联系，积极参与地方政策的调研与反馈，争取更多的政策支持。
政府应加强对地方政策的指导和协调，确保在实施过程中政策的公平性和一致性。特别是在新能源项目跨地区运营时，应避免地方政策的过度差异化，保持政策的稳定性和长期性。通过建立统一的政策框架，政府可以有效减少地方政策的不一致性，推动全国范围内的新能源项目公平竞争。
（四）灵活调整投资决策新能源项目需要较长的投资回报周期，但市场环境、政策变化和技术创新等因素可能导致投资不确定性加大。若企业未能充分评估这些因素，可能会面临长期投资回报不及预期的风险。
企业在进行项目投资时，应结合对市场趋势、政策环境以及技术进步的长期预测，灵活调整投资决策。尤其是在大规模投资时，应制定灵活的财务和风险管理策略，通过市场模拟分析不同情景下的回报预期，最大限度地降低政策、市场波动带来的不确定性。企业还应分阶段投资，通过小规模试点逐步推进，降低投资的整体风险。
（五）优化发电调度与市场参与策略新能源项目的发电特性具有较强的季节性和波动性，市场价格可能因供需变化而大幅波动。企业若未能在市场中灵活应对，将可能错失盈利机会或遭遇较大的损失。
企业应加强市场数据分析，利用大数据和人工智能技术对电力需求进行精准预测，优化发电调度与市场参与策略。在市场价格低时减少不必要的发电，在价格高时及时增加供电。此外，企业应利用现货市场、长期合同及电力期货等工具进行价格对冲，减少电价波动带来的风险。
（六）加强技术创新与成本控制新能源项目的成本控制和技术创新直接影响项目的市场竞争力。随着技术不断进步，新能源发电成本逐渐下降，若企业未能及时优化设备和生产流程，将会在市场中失去竞争优势。
企业应加大对技术研发的投入，尤其是在发电效率、储能技术和智能运维等领域。通过采用更高效的技术和设备，降低生产成本并提高项目的经济效益。此外，企业可通过与科研机构和技术公司合作，提升技术创新能力，确保在市场中始终保持领先地位。
（七）积极与电网公司合作电网公司在差价结算机制中的角色至关重要，但若电网公司执行不力，可能会影响新能源企业的稳定收益。企业必须与电网公司保持紧密合作，确保结算机制的顺利执行。
新能源企业应加强与电网公司和政府部门的沟通与合作，确保结算机制的准确和及时执行。企业应提供实时的发电数据和相关信息，确保结算过程透明、及时。同时，企业可以参与电网公司提供的需求响应、电力调度等其他增值服务，提升收益来源。
