新能源项目电价新玩法：“机制电价”政策如何影响项目投资收益？

从2021年起，我国新能源电价已完成了从政府补贴到平价上网的政策转变，但随着近年来新能源项目装机规模的大幅度增加，以燃煤基准价为标准的“保价保量”的平价上网政策给电网企业造成巨大的消纳压力，导致各地保障性收购政策执行程度不一，不断变化的政策也给新能源项目投资企业带来电力消纳和度电收益的不确定性风险。为了进一步加强新能源项目电价的市场化改革，稳定投资收益预期，国家发展改革委、国家能源局近期联合发布《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“136号文”），引入机制电价政策。

（来源：微信公众号“阳光时代法律观察”作者：投融资与公司业务）

一、机制电价的概念

根据136号文规定，新能源项目上网电量将全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。为了稳定投资收益预期，对冲市场交易带来的电价不确定性风险，项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，即在场外锚定一个电价水平（即“机制电价”），用机制电价与场内通过市场化交易形成的电价相比较，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价，通过“多退少补”的方式实现固定的结算电价，形成稳定的投资收益预期。机制电价可以理解为一种将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的方法。

考虑到新老项目的经营成本差异，136号文以2025年6月1日为节点划分，在该节点前投产的存量项目和在该节点后投产的增量项目，按不同的方式执行机制电价政策。本文将从机制电价的形成、纳入机制的电量规模和机制电价执行期限三个方面，分别按存量项目和增量项目，尝试对136号文规定的机制电价政策进行分析解读。

二、机制电价政策解读

（一）机制电价的形成

1、增量项目

136号文规定：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。

政策解读：增量项目的机制电机通过同类项目竞价后确定，其价格形成有以下几个要点：

（1）同类项目竞争。同类项目包含两层含义，一是投产时间处于同一时间跨度范围内，即以组织竞价的时间为基点，在组织竞价时已投产和未来12个月内投产的项目作为同一批次参与竞争。新能源项目的投资成本会随着技术的优化与进步逐步下降，同时也会受到光伏组件与风机设备的市场价格变动的直接影响，限定项目的投产时间可以确保相互竞争的同批项目投资成本不会差异过大。值得进一步思考的是，对于参加竞价的“未来12个月内投产的项目”，因项目的投产时间通常存在较大的不确定性，如项目未能在12个月内完成投产应当如何处理？结合136号文关于机制电价执行期限的规定，延期投产不影响项目竞争的批次（即仍与申报时的同批项目竞争），延期投产主要影响项目可以稳定预期的收益，其后果由企业自行承担（详见后文分析）。

二是技术类型相同，限定项目的技术类型同样是从投资成本的角度，确保参与同一批次竞价的项目公平竞争。对于技术类型的划分标准，除以风电和光伏项目进行划分外，是否还会存在进一步细化分类的可能，也有待各地在制定实施方案时进一步明确。

（2）自愿参与。机制电价主要是为了对冲市场化交易中电价波动的不确定性，参与机制电价一方面虽然可以获得稳定的预期收益，但同时也限制了企业通过市场化交易获得更多收益的可能性（市场交易价格高于机制电价的部分需扣除）。因此，机制电价采用自愿参与的原则，由企业在稳定预期和市场竞争中自主选择。

（3）按报价从低到高确定机制电价执行标准。参与同一批次竞争的项目由企业自主确定报价，报价从低到高排序后确定入选项目，确定入选的项目作为同一批次，该批次项目机制电价执行同一标准，即原则上按入选项目最高报价确定。这意味着，参与不同批次竞争的项目，其执行的机制电价标准不同。竞争机制会天然的促使企业按照“成本+合理收益”的原则尽可能低的进行报价，如报价过高可能存在不被入选，从而无法适用机制电价政策、全电量参与市场化竞争的风险。

（4）存在竞价的上限与下限。根据136号文规定，市场交易价格低于机制电价时，差价补偿的费用由电网公司结算并纳入当地系统运行费用考虑，该部分费用虽然一方面可以通过“多退”形成的资金池支付，但另一方面如“少补”情况大于“多退”，差价补偿的额外支出最终会传导至用户端，由工商业用户承担。设定竞价的上限可以确保差价补偿支出处于可控的范围内，避免让电网公司和电力用户承担过高的补贴成本。设置竞价的下限，主要是为防止资金雄厚的大企业为获得市场份额，以低于成本的报价恶性竞争。通过限定竞价的上下限从而形成合理的竞价机制，以公平竞争的方式确保新能源行业的长期可持续发展。

2、存量项目

136号文规定：按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

政策解读：存量项目适用机制电价存在与原有价格政策相衔接的问题，136号文总体采用“新项目新办法、老项目老办法”的原则。因此，与增量项目不同，存量项目的机制电价无需通过同类项目市场竞争报价形成，而是由政府价格主管部门直接核定。核定的机制电价标准“按现行价格政策执行”，即（1）适用煤电基准价的项目，机制电价与煤电基准价保持一致；（2）竞争性配置的项目，机制电价则按原竞价标准执行。

（二）纳入机制的电量规模

1、增量项目

136号文规定：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。

政策解读：增量项目纳入机制的电量规模有以下几个要点：

（1）电量规模的确定。纳入机制的电量规模由各地政府主管部门（核定主体）每年（调整周期）确定一次，确定电量规模时需考虑的主要因素有：（1）国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重，考虑消纳责任权重主要涉及新能源项目保障性收购的政策要求；（2）用户承受能力，如前文所述，差价补偿金额虽由电网公司结算，但最终将由电力用户分摊。电量规模需与用户承受能力相匹配，避免因纳入机制的电力规模过大给电力用户造成过于沉重的负担。

（2）调节机制。超出消纳责任权重的，说明通过机制电价“保障”的电量规模较多，而参与市场竞争的电量规模偏低，侧面说明电力市场供大于求，为避免市场竞争失衡导致电价扭曲、差价补贴负担过大，需在下一年度适当减少纳入机制的电量规模，促使更多的电量参与市场竞争。未完成消纳责任权重的，说明当地对新能源项目的保障能力仍有承受空间，为推动可再生能源发展，可以适度加强政策支持力度，在下一年度中适当增加纳入机制的电量规模。

（3）企业可自主选择申请纳入的机制电量规模。关于“单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量”应当如何理解，136号文并未给出进一步的解释。我们认为，本条规定为企业在确定申请纳入机制电量的规模时提供了两种选择：①全电量纳入，②按发电小时数部分电量纳入。

如选择第①种方式的，项目在执行期限内的全部发电量均需按照机制电价进行结算。其优点在于无论项目什么时候发电、市场价格如何变动，项目所发电量都能按照机制电价进行结算，可以为企业提供更为稳定的收益保障。但其缺点在于，企业丧失了通过优化发电预测或调整出力曲线获得更高收益的可能性；同时因此种方式的保障性更稳定，企业需承担的风险较小，通过同类项目竞争形成的机制电价水平理论上也会进一步降低，企业的盈利空间将被进一步压缩。

如选择第②种方式的，项目仅一定发电小时数内的电量按照机制电价进行结算，未按机制电价结算的电量其电价通过市场化交易形成。其优点在于，企业可以通过优化发电预测或调整出力曲线获得更高收益，即通过发电预测将市场交易价格较低时段的电量纳入机制电价结算，市场交易价格较高时段的电量通过市场交易价格结算，将机制电量优化配置在最需要保障的发电时段。基于这一特点，如选择第②种方式的，企业在申请纳入机制电量的规模时需同步确定机制电量曲线（即哪些时段适用机制电量，哪些时段不适用）。其缺点在于，对企业的发电预测能力要求较高，存在因市场变动导致预期不准确、收益降低的风险，与第①种方式相比预期收益的稳定性不足。

2、存量项目

136号文规定：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。    

政策解读：与增量项目一致，存量项目纳入机制的电量规模也是由各地政府主管部门确定（核定主体一致），但差异之处在于：

（1）调整周期不同，增量项目纳入机制的电量规模每年确定一次，处在动态变化中；而存量项目纳入机制的电量规模首次核定后是否会发生变化，136号文未明确规定，基于存量项目原有保障性政策的考虑，我们认为存量项目纳入机制的电量规模会保持“相对稳定”的状态，即使会调整，其调整周期可能会较长（如根据市场变化2-3年调整一次）；

（2）考虑因素不同，增量项目确定机制电量规模时需考虑的主要因素有可再生能源电力消纳责任权重、用户承受能力等，而存量项目为了与原有保障性收购政策相衔接，确定机制电量规模时需考虑的主要因素则是项目原先执行的保障性收购电量规模，原则上存量项目纳入机制的电量规模应与项目原保障性收购电量规模大体保持一致。

此外，为了鼓励企业逐步参与市场竞争，136号文规定对于存量项目企业每年申报纳入机制的电量比例不得高于上一年，鼓励企业逐步脱离对政策支持的依赖，提升自身市场竞争能力。

（三）机制电价执行期限

1、增量项目

136号文规定：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。

政策解读：机制电价的执行期限是指新能源项目可以按照稳定的机制电价享受政策支持的时长，执行期限直接影响项目可以通过机制电价结算的总发电量。对于增量项目，其机制电价执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。因此，不同类型的项目机制电价执行期限不同；例如光伏、陆上风电投资回报期较短，机制电价执行期限将相对较短，海上风电、光热发电等项目投资回收期较长，机制电价执行期限也将较长。

可以看出，机制电价政策的本质是为稳定企业在一定限度内的投资收益预期，确保企业可以收回合理的投资成本，机制电价并不能为企业提供投资成本以上的额外收益，企业的主要投资收益仍需通过市场化竞争获得。

对于机制电价执行期限的起始时间，竞价时未投产项目按申报的投产时间确定，已投产项目按入选时间确定。这一规定要求企业对未投产项目申报机制电价竞争时，需要对项目投产的时间有较为准确的预估。如对项目的投产时间预估不准确，延期并网会导致机制电价执行期限的起算时间提前、整体期限缩短，进而降低企业可以稳定预期的收益。

2、存量项目

136号文规定：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。

政策解读：根据《可再生能源法》的规定，存量项目实行全额保障性收购制度，原则上存量项目机制电价的执行期限应为项目剩余运营年限；对于竞争性配置的海上风电项目，如竞配时对保障收购的年限有承诺的，应按竞配时的标准执行。

三、结论

机制电价是我国新能源项目上网电价从固定价格向完全市场化形成的电价改革过程中，实施的一种阶段性的过渡政策，是新能源电价政策向市场化转型的重要一步。通过实行机制电价有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置。

机制电价政策在推动新能源行业市场化进程的同时，也对新能源项目投资企业提出了更高的要求。企业在参与机制电价竞争时，需综合考虑项目成本、市场价格变动、融资结构等多方面的因素，制定科学合理的运营策略，方能在相对稳定的前提下获取更高的投资回报收益。

文  |李炀

项目投融资与公司业务部 律师