[文末进群]136号文核心解读（六）：机制电价VS绿证交易

2025年136号文的出台，在新能源行业投下"二选一"的重磅规则：纳入可持续发展价格结算机制的电量（机制电量）不得重复获得绿证收益。这意味着新能源企业必须直面"电能量收益"与"环境溢价"的战略抉择，原有"固定电价+绿证补贴"的收益模型被彻底打破。政策背景：收益互斥性重构新能源商业模式根据国家能源局数据，截至2025年1月全国累计核发绿证51.86亿张，其中可交易绿证35.29亿张。在广东等市场化先行区域，绿电综合收入中绿证收益占比已从2023年的5.4%降至2025年的1.5%。 这一政策转变倒逼企业重构收益模型，需在电价稳定性与环境价值变现间寻找动态平衡点。机制电价解析：市场化时代的"收益稳定器"差价合约的中国特色实践136号文引入的机制电价，本质是中国版差价合约（CfD），通过"多退少补"实现收益平滑：存量项目：执行原保障性电价（如某省煤电基准价0.35元/千瓦时），每年可自主调减机制电量比例（2025年存量项目平均保障比例约80%）增量项目：通过省级竞价确定机制电价， 2025年首轮竞价中安徽光伏项目均价0.28元/千瓦时，较燃煤基准价低20%典型案例显示，某西北风电项目在现货市场均价0.22元时，通过机制电价获得0.13元差价补偿；但当市场价升至0.38元时，需退还0.06元超额收益。这种双向调节机制既防范市场暴跌风险，又避免政策过度保护。技术经济性要求升级机制电价制度下，项目竞争力取决于：LCOE（平准化度电成本）：头部企业通过钙钛矿组件、大兆瓦风机等技术迭代，将光伏LCOE压降至0.15元/千瓦时功率预测精度：山东某风电场部署时空图卷积网络（STGCN），将日前预测误差从25%压缩至7%，减少偏差考核费用320万元/年储能耦合能力：浙江光伏电站配置4小时储能系统，将午间低价电量转移至晚高峰高价时段，度电收益提升0.23元三、绿证交易解析：环境价值的变现困局市场供需失衡加剧2023年绿证全覆盖政策实施后，市场呈现结构性矛盾：供应过剩：2025年可交易绿证规模达35.29亿张，较2023年增长470%价格跳水：平价绿证均价从2023年的21.21元/张暴跌至2025年的5.77元/张，降幅达73%国际倒挂：国内绿证价格仅为欧盟（约90欧元/张）的1/15，制约跨境互认进程交易机制创新需求当前绿证市场面临三大梗阻：权属模糊：机制电量对应绿证可能划归用户侧公用池，企业无法直接变现结算复杂：广东试点显示，绿证核发-交易-核销链条耗时长达45天， 流动性严重不足价值割裂：环境属性未与碳市场打通，某光伏电站1MWh发电量仅能获得0.03元绿证收益，CCER收益却可达0.05元。四、选择逻辑：收益模型的重构路径四维决策框架企业需建立"技术经济性-市场波动性-政策适配度-风险承受力"评估模型：维度机制电价优势场景绿证交易优势场景技术特性低预测精度、高波动性项目高消纳率、稳定出力项目市场环境现货价差＞3倍区域（如长三角）绿证需求旺盛区域（如出口基地）政策周期机制电价竞价宽松期绿证国际互认突破期资金结构高杠杆率、现金流敏感项目绿色金融支持项目典型企业策略存量项目：采取"渐进式退出"策略，每年调减5-10%机制电量，同步布局用户侧绿电直供（如河北某风电场与钢铁企业签订10年PPA，锁定0.35元/千瓦时电价+绿证收益）增量项目：构建"竞价能力+储能配置+跨区交易"组合拳，如内蒙古光伏基地通过±800kV特高压将50%电量输送至江苏，现货收益提升0.12元/千瓦时技术领先企业：主动放弃机制电价，专注绿证溢价市场，如某TOPCon组件厂商通过I-REC国际绿证实现度电增收0.08元。五、未来展望：动态平衡机制的演进政策优化方向联动机制：探索绿证收益与机制电价的动态挂钩，当现货均价低于阈值时自动触发绿证补偿分层市场：建立省内、区域、全国三级绿证交易体系，实现环境价值梯度变现金融创新：推出绿证期货产品，某券商测算2026年市场规模可达800亿元企业能力建设交易智库：组建量化分析团队，开发基于深度强化学习（DRL）的报价策略系统生态整合：构建"源-网-荷-储"一体化平台，某能源集团通过虚拟电厂聚合300MW分布式资源，年度套利收益超1.2亿元政策预判：建立"文本挖掘+情景模拟"系统，实时追踪31省（市）规则变化136号文构建的"机制电价-绿证交易"二元选择体系，本质上是通过市场化手段实现新能源价值的精细分层。企业需摒弃非此即彼的静态思维，转而建立动态平衡能力——在电价波谷期侧重机制电价托底，在环境溢价窗口期发力绿证变现。这种"政策套利"能力的构建，将成为新型电力系统下新能源企业的核心竞争优势。随着全国统一电力市场与碳市场的深度融合，新能源收益模式终将完成从"政策驱动"向"价值驱动"的质变跃迁。 欢迎大家加入社群持续沟通