136号文新政解析：新能源企业的机遇与挑战及风控策略
编辑：超级管理员 / 发布时间：2025-04-17 / 阅读：24
来源 | 中电联法律分会
作者 | 司军艳（上海电力大学经管学院新能源商业模式与风控研究中心主任）
2月9日，国家发展改革委与国家能源局联合发布了《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》，标志着我国新能源行业进入了一个全新的市场化发展阶段。这一政策文件不仅为新能源企业带来了前所未有的机遇，更带来了诸多挑战。
本文通过对136号文的深入解读，剖析了新能源企业在当前政策环境下面临的热点问题，并提出了切实可行的风险防控建议，供相关企业参考。
在我国新能源快速发展的当下，政策的每一次调整都如同能源行业风向标的转变。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》（发改价格〔2025〕136号文，以下简称“136号文”），文件明确：
1、电价市场化改革：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，存量项目沿用保障性电价，增量项目通过竞价确定机制电价，以对冲市场波动风险。
2、取消强制配储：明确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，推动储能从“政策驱动”向“经济性驱动”转型，激发储能内生动力。
3、政策协同与市场优化：强化规划协同、绿证政策协同、市场协同和优化环境协同，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现，推动新能源从单纯注重量的发展向高质量发展的转变。
136号文无疑给新能源发电企业带来了前所未有的挑战。本文将基于近期对新能源行业的深度调研，剖析新能源发电相关企业在应对136号文时的热点问题，并结合本人专业经验，为企业提供切实可行的风控建议。
[02 热点问题分析与风控建议]
136号文的实施推动了新能源全面参与市场化交易，彻底改变了原有的收益模式和竞争格局。新能源风电和光伏项目首当其冲，面临电价不稳定的新挑战。在新的市场环境下，企业传统的投资测算模型已难以适应现状，无法准确计算投资回报率。同时，原来倒算开发费用的模式在当前政策下也难以为继。此外，136号文要求各省制定自己的具体实施政策，企业在等待省内政策明确的过程中，面对诸多不确定性，战略调整的难度显著加大。建议企业组织专业团队，对不同地区的电力市场需求、价格趋势和竞争态势进行详细调研。重点关注新能源消纳能力强的地区，分析这些地区的市场潜力和政策优势，为投资决策提供精准依据。例如，通过收集和分析各地区的电力消纳数据、新能源装机容量和利用率等指标，找出最适合项目布局的区域。深入研究新能源电价的历史数据，了解其波动规律和影响因素。结合当前的政策导向和市场趋势，预估未来电价的可能走势。这有助于企业在制定战略时，充分考虑电价波动的风险，并提前制定相应的应对措施。例如，通过建立电价预测模型，利用大数据分析和机器学习等技术，提高预测的准确性。结合企业自身的技术优势、资金实力和市场地位，制定既具长远目标又有短期应对策略的灵活战略规划。在长远目标上，明确企业在新能源领域的核心竞争力和市场定位；在短期应对上，根据政策和市场的变化，及时调整项目开发进度、投资规模和市场布局。例如，对于那些在等待省内政策明确的项目，可以先进行前期的技术准备和市场调研，一旦政策明朗，能够迅速启动。积极与政府部门、行业协会、电网及上下游企业建立常态化的沟通机制，及时获取政策动态和行业趋势信息。通过参与政策制定过程中的研讨会、征求意见等活动，为企业争取有利的政策环境。同时，借助行业协会的力量，与同行企业进行交流与合作，共同应对政策变化带来的挑战。机制电价的形成涉及复杂的市场交易和差价结算机制，企业需要具备专业的电力交易团队和精准的市场预测能力，否则可能面临收益不稳定甚至亏损的风险。当前，许多企业仍在等待省内具体政策的明确，这进一步增加了不确定性。同时，电力交易政策的研究和理解需要时间和专业知识，企业在组建电力交易团队方面可能面临困难，短期内难以实现团队的建设和有效运作。此外，机制电价对造价成本变得更加敏感，企业在投资管理上需要更加精细和专业，增强服务意识，以控制成本并报出有竞争力的电价。企业应着手组建专业的电力交易团队，加强对电力市场规则、价格走势的研究和分析，提高交易决策的科学性。在团队建设过程中，可以考虑与高校、研究机构合作，引进专业人才，并提供系统的培训和实践机会，以快速提升团队的专业能力。同时，鼓励团队成员参与行业研讨会和交流活动，及时掌握最新的市场动态和政策信息。在组建电力交易团队无法短期实现的情况下，企业可以考虑寻找专业的外包服务。市场上有许多专业的电力交易服务提供商，他们具备丰富的经验和专业的团队，能够为企业提供电力交易相关的服务，包括市场分析、交易策略制定、交易执行等。通过与外包服务合作，企业可以在等待省内政策明确的同时，充分利用专业资源，降低因团队不足带来的风险。针对电力交易政策的复杂性和专业性，企业应加强对相关管理人员例如发展规划部、营销部、开发部等部门的培训。通过内部培训、外部讲座、在线课程等多种形式，提高管理人员对电力交易政策的理解和基本常识。培训内容应包括电力市场基础知识、交易规则、政策解读、风险控制等方面，使管理人员能够更好地指导或者配合交易团队工作，应对市场变化。企业可以利用金融工具进行风险对冲，如参与电价波动保险、开展绿证交易等，降低市场化电价波动对企业收益的影响。通过与金融机构合作，设计适合企业自身情况的风险对冲方案，合理运用金融衍生品，锁定电价风险，保障企业的收益稳定性。同时，关注金融市场的动态，及时调整对冲策略，以适应市场变化。企业应积极与电网企业、电力用户建立良好的沟通与合作关系，争取有利的交易条件和结算方式，确保差价结算的顺利进行。通过与电网企业的沟通，了解电网的运行情况和需求，优化项目的并网和运行管理；与电力用户的合作，可以探索直接交易、长期协议等合作模式，稳定电力销售渠道和价格，降低市场风险。鉴于机制电价对造价成本的敏感性，企业应加强投资管理，组建专业的工程管理人员，对项目的造价成本进行严格控制。在项目前期，进行充分的可行性研究和成本预算，合理规划项目规模和投资进度；在项目建设过程中，加强成本监控和管理，优化资源配置，避免浪费和成本超支，确保项目能够以较低的成本运行，从而在市场化竞争中报出有竞争力的电价。根据136号文，为了确保在2025年6月1日投产并获得机制电价，企业必须尽快完成工期。这种紧迫性使得抢装再次成为行业焦点。然而，抢装往往伴随着一系列问题，如开发手续不合规问题、土地调查不彻底、施工质量不过关、并网手续不完善等，进而引发法律纠纷和项目收益受损。此外，136号文中尚未明确投产的具体概念，是首次并网还是全容量并网？（通过调研了解，目前大部分地区已经明确要求全容量并网），业内理解不一致，可能引发争议。在投资建设之前，建议组织专业团队进行全面的尽职调查，核实开发必需的合规文件，土地性质、用途和相关规划，确保项目全面符合法律法规要求。积极与当地省政府和能源主管部门沟通，了解土地使用政策审批流程和税收制度，提前准备好所有必要的申请材料，确保手续办理的顺利进行。 考虑开发成本和潜在风险，合理规划项目布局，避免因合规问题导致项目延误或经济损失。制定详细的施工进度计划，明确各阶段的关键节点和任务，确保施工按计划有序推进建立完善的施工质量管理体系，加强对施工过程的监督和检查，严格执行质量标准和规范，确保工程质量符合投产要求。在施工过程中，注重与分包商、下游供应商等各方的协调与沟通，及时解决可能出现的问题，避免因协调不畅导致的工期延误。安排专人关注政策变化，及时了解项目当地电网接入的最新要求和申请标准，确保项目符合相关政策规定。建议提前与电网企业进行沟通，了解电网的接入条件和流程，协商确定并网方案，确保项目能够如期顺利接入电网。 根据项目需求，合理增加工程管理人员的数量，确保项目管理工作的顺利开展。组织开展针对工程管理人员的各类专业培训，提高他们的业务水平和管理能力，使其能够更好地应对复杂的项目管理情况。建立健全项目招投标、施工过程管理制度和竣工结算流程，规范项目管理行为，提高项目管理的效率和质量。对以往抢装项目中出现的问题进行全面总结和分析，找出存在的风险点和不足之处。在当前项目中，针对可能出现的风险进行充分评估，制定详细的风险应对措施，联合专业律师团队提前做好防范工作。加强项目全过程的风险监控和管理，及时发现和处理潜在风险，确保项目的顺利实施。及时与主管部门保持互动和联系，了解各个部门对项目投产概念的具体解释和要求及流程，以便调整项目进度计划，并预留适当的弹性期间。建议与当地电网企业保持积极沟通，确认136号文所述的投产具体条件和流程，确保项目在5.31之前并网时能满足获得机制电价结算的条件。灵活合理安排项目建设进度，避免因对政策理解偏差导致的工期延误和收益损失。
