“在发布新政策后，您只能依靠电站指标躺下和赚取利润的日子将永远不会退还。将来，电站的运营，管理和交易能力将是至关重要的。”新能源电源站的国内投资者杜邦（Du Bin）参与了新的能源电源站，杜宾（Du Bin）是中国新能源电源站的投资者，正在参与新的能源电源站。 （化名）告诉第一名财务记者。

Du Bin提到的新政策是指“加深以市场​​为导向的新能源对电网电力价格改革并促进新能源的高质量发展的通知”，由国家发展与改革委员会于2月9日发布（开发与改革价格[2025]第136号）（以下简称“文档第136号”）。该通知指出，原则上，新能源项目的所有电力电力电力都进入了电力市场，并且价格上电力是通过市场交易形成的。

这意味着，中国的新能源发电已经进入了保证收购和有序进入的全面市场进入阶段。行业内部人士通常认为，在2021年进一步加深了面向市场的燃煤电力电力价格改革之后，第136号文件是国内电力市场上最重要的一步。

实际上，对于包括Du Bin在内的许多新能源电站的投资者和运营商而言，进入市场的新能源的消息并不是特别出乎意料。真正的测试在于一个事实，即新的能源电网发电已正式转变为确保从干旱和洪水到市场面向市场的电力价格模型的“数量保证价格”模型，“无税率的价格”以及什么应该使用策略来欢迎它？

“去年，山东和其他省份发出了相对强烈的新能源和电力改革的信号。在全国范围内推出新的能源只是时间问题。我们都对此有期望。根据文件来判断第136号，每个省的政策自身都有很大的遣散空间，并且必须在发布当地法规后对项目投资回报的影响进行计算。随着强制性分配和存储的放松，新的能源项目将需要改善参与市场交易的能力，而不是陷入传统的思维，而是简单地追求安装规模，否则您可能会损失越多。”杜宾说。

告别铁稻碗，数量和价格如何变化

在参与电力市场的新能源的风险中，最关心的投资者是吸收风险和千瓦时回报的不确定性，即“数量”和“价格”的变化。两者的乘数直接决定了项目的回报水平，从而影响了公司对扩大新能源投资的热情。

以前，新能源公司的一个普遍关注点是，参与市场后，千瓦时的成本和收益将大大下降，尤其是在某些具有较高光伏发电能力的省份。根据Lanmuda电力的现货市场的公共数据，甘苏省的光伏和风力发电的价格分别下降了36.99％和15.88％，而前一年则下降了15.88％，而光伏和风能捕获的价格在Mengxi地区，区域分别下降了20.61％和18.97％。

我们如何不仅可以通过以市场为导向的机构设计来确保新能源项目的某些回报，还可以完全反映市场价格？

第136号文件创新提议“建立了新能源可持续发展的价格结算机制”。根据该文件，在新能源参与电力市场交易之后，将在市场外建立价格差异的机制。对于机制中包含的电力和平均市场交易价格低于或高于机制电价，电网公司应根据法规进行价格差异，并且定居成本应包括在当地系统运营成本中。

中国新能源投资和融资联盟秘书长彭彭将上述规定汇总为几个关键词：“ CFD，更多的退款，更少的薪酬”，“首先设定了基准价格，然后查看市场价格，然后看市场价格”，“ “谁是谁，谁为它付出代价。”她解释说，顾名思义，CFD意味着首先确定基准价格。如果出售电力的价格超过了这个基准价格，则必须将多余的钱退还给基金池。如果销售电力价格低于此基准价格，则可以从资本池中赚钱来弥补。这与原始固定网格的电价机制之间的重要区别在于，政府应鼓励所有新的能源项目上网，反映出单个时间节点的真实市场价格。

“第136号文件解决了由于不同的建筑成本而导致的新能源项目的“最佳获奖”的百年历史。解决方案是通过不同的CFD合同实现的。过去，每年确定补贴金额根据不同的施工时间。在基准价格上，您可以放心竞标。”彭彭分析了。

第一本《金融日报》的记者得知，这种“更多的退款和更少的薪酬”价格和解方法是指英国和其他国家的政府授权的CFD模型。根据其他国家的实际经验，该模型可以在确保新能源企业的基本回报与简化面向市场的电价机制之间取得相对平衡。

国家发展与改革委员会能源研究所的研究人员Shi Jingli写道，CFD的方法是在相关的国内政策文件中提出的，但是由于我所在国家的电力市场尚未对CFDS具有特殊的官方定义。或政府授权的合同，新的能源CFD尚不清楚关键问题，例如合同期限，合同方法确定，价格差异基准等，以及各种情况仍然很难减少或消除新能源开发商的担忧，投资者和金融机构关于回报风险。她说，机制设计的关键在于长期合同，价格差异指导以及责任和权利的统一。

可以看出，第136号文件的发行已在一定程度上使国内新的能源市场的利润预期达到了一定程度，与此同时，它揭示了由不同成本“起跑线”造成的实际不公平竞争。考虑到该文件赋予了省级部门更大的决策权，一些市场参与者还建议这可能会扩大当地差距。

郭金证券研究报告认为，这种机制的核心要素取决于当地的态度以及清洁能源转型与能源消耗成本之间的关系。由于资源捐赠，东部地区将来将面临更大的清洁转型压力。同时，该省用户的支付能力是可以接受的，因此开发态度更为积极。预计此类省份仍将提供相对较高的投资回报。同时，在全面进入市场后，新能源公司的收入差异将增加。具有更好的市场交易策略的资产，更靠近负载中心或交付渠道，并且更靠近输出曲线和负载曲线更有价值。

对于能量存储是好还是坏？

除了影响风能光伏资产的回报外，第136号文件还提出：“储能的分配不得用作批准，网格连接和新能源项目的互联网访问的先决条件。”这意味着储能行业也将受到影响。

近年来，许多省和城市都采用了储能的分配，作为批准，网格连接和对新能源项目的访问的先决条件，几乎已成为桌面上的要求。 “强制存储分配”也已成为储能安装能力增长的核心驱动力。力量。 Huatai证券研究报告建议，国内能源存储的容量将在2024年达到111.6GWH，其中新能源指标带来的能源储能需求占74.6％。

第一位财务记者从该行业中得知，安装容量为20％和2小时储能项目的光伏电站的初始投资将增长8％至10％；风电场的初始投资成本将提供具有相同容量的能源存储项目。它将增加15％至20％。但是，在完成网格连接任务后，储能项目作为“成本项目”被大量放弃。

“原始项目建造了能源存储，以完成网格连接的硬指标，而不是为储能储能储能，因此自然而然地以低价用作产品。这导致了当时的后期操作，没有一个人想要真正使用储能，如果质量不符合标准，即使您使用的是，储能的机制在过去尚不清楚，这将无助。北中国电力公司一家发电厂的发电厂投资者告诉第一名财务记者。

来自行业机构的数据表明，2024年磷酸锂储能系统的平均竞标价格下降了43％，至0.628元/千瓦时，因此，由于销售增长，储能公司遭受了巨大的损失。

当国家一级停止“强迫存储分配”时，对于储能制造商和投资者而言，这意味着需求空间被极大地压缩，还是可以用来摆脱低价竞争的困境？

Xiamen大学中国能源政策研究所主任Lin Boqiang分析了第一个财务日报，在短期内，由存储分配主导的国内储能市场需求可能会受到影响，但从长远来看，电力将促进丰富储能的业务。借助方案和利润模型，储能存储逐渐从强迫存储转变为面向市场的需求，该政策将加速业内最优胜品的生存。

CICC研究报告认为，取消强制性存储分配不会导致今年的能源储能需求大幅下降。一方面，在绿色电力市场化之后，有必要平滑发电曲线以应对负载侧的需求。但是，根据其研究，由于价格竞争较低，因此以前股票中可用的风能存储的比例不高，这带来了更多的替代品。需要。另一方面，某些省份采用竞争性配置，配置和储能比的要求可能占整体得分的50％，并且对这种类型的风景存储的需求可能会继续。

关于新发行的文件第136号文件，杜宾说，该政策不仅使新的能量站以CFD为核心对新的能源电力电价机制的期望，而且还放宽了强制性要求，例如储能储存的要求一定程度的一定程度，这使未来新的能源电站的投资回报更加自信。但是，电力市场反映了新能源的功率价值，而新能源的绿色价值尚未得到充分反映。我们希望将来，可以在实施绿色功率配额，改善自愿订阅绿色证书的激励机制以及反映绿色功耗环境的溢价以支持新能源的积极发展的溢价方面引入更完整的支持措施。