来源：市场资讯
（来源：金杜研究）
引言
围绕风光新能源项目的交易与争议，总是直接或间接地受到项目收益的驱动，过去，新能源项目收益主要围绕某一上网电价展开；但随着电力市场化改革不断深化，特别是136号文实施后，新能源项目的收益已不再由某一个上网电价单独决定，而是逐步演变为由多类市场和制度安排共同形成的复合收益体系。作为项目收益形成机制的重要组成部分，新能源“电价”本身也已演变为一个集政策、市场、金融、法律于一体的复杂系统，以其高度的复杂性、多面性和完整性，成为行业博弈的核心焦点。理解新能源项目的交易与争议，无疑也需要首先理解其收益构成及相应的价格形成机制。
2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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”）。截至2026年5月，全国除西藏外的30个省级行政区均已出台承接细则，除西藏、内蒙古外，全国29个省份（直辖市）已完成2025-2026年机制电价竞价工作。
2026年，136号文全面落地实施，中国新能源电价从“保量保价”全面转向“市场交易+机制电价补偿”模式，电价的构成，由市场化电能量价格、系统调节成本（辅助服务）、绿色属性溢价、政策机制电价等多层结构叠加耦合，组成一套全新的算账方式和决策框架。
作为新能源电力争议解决实务的系列文章之一，本文旨在从行业角度解析136号文后新能源项目的复合收益结构，并重点介绍136号文新增的机制电价及差价结算安排，以此奠定后续法律分析的基础，并为商业决策提供简易模型的测算参考。
第一章
新能源项目收益机制的演进与形成基础
中国新能源产业自2006年以来经历了快速发展与制度演进。早期阶段，新能源项目主要依赖政策扶持和财政补贴，企业投资回报由政府设定的标杆电价及可再生能源补贴提供保障。该阶段的基本逻辑为：
新能源上网电价 = 当地燃煤标杆电价 + 可再生能源附加补贴
随着新能源技术进步、成本下降和装机规模快速增长，政府逐步引入市场化机制。2019年，燃煤标杆电价改为“基准价＋上下浮动”；2021年，新建陆上风电和光伏项目全面取消补贴，实行平价上网。新能源企业开始参与中长期交易和现货交易，但基准价仍在一定程度上提供收益确定性。
但新能源发电占比的持续提升，使得传统固定电价模式已难以充分反映市场供需变化、系统调节成本以及绿色电力的环境价值。不同时间、不同地点生产的同等电量，开始呈现出差异化的经济价值；清洁电力的环境属性，也开始通过绿电、绿证等市场机制转化为可交易、可定价的收益来源。
2025年，136号文提出新能源上网电量原则上全部进入市场，通过中长期交易和现货市场形成交易价格；同时建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量进行差价结算，实现“多退少补”。由此，新能源项目收益不再由某一个上网电价单独决定，而是逐步演变为多维度、多模块的复合结构。
在此基础上，新能源项目综合收入可概括为：
总收益 = 机制电量收益 + 市场化电量收益 + 绿电绿证收益 − 辅助服务分摊
因此，理解新能源项目的收益形成机制，需要依次回答三个相互衔接的问题：
第一，新能源电力如何实现市场化消纳。该问题主要涉及交易对象、交易渠道及电量价格的形成机制，具体对应电力中长期市场与现货市场。
第二，新能源电力所蕴含的绿色环境属性如何实现价值转化。其核心在于对清洁电力的环境价值进行识别、定价与交易，主要通过绿电交易、绿色电力证书交易以及相关绿色消费机制予以实现。
第三，新能源出力的波动性与不确定性所引致的系统额外成本如何合理分担。该问题实质上涉及新能源发电外部成本的内部化，主要对应辅助服务市场及其成本补偿与分摊机制。
总体而言，电能量市场、绿电与绿证市场以及辅助服务市场分别承担电能价值、环境价值和系统调节成本的定价与配置功能，三者相互衔接、彼此补充，共同构成新能源项目收益形成机制的完整框架。
第二章
新能源项目收益的构成与形成机制
1. 新能源电力消纳——中长期市场与现货市场
电力具有难以大规模、低成本储存，且生产与消费需要实时平衡等特殊属性。因此，电力市场通常通过中长期市场与现货市场的相互衔接，实现风险管理与实时资源配置的统一。
中长期市场主要满足市场主体对交易确定性和收入稳定性的需求。新能源项目可以与售电公司、大用户或电网企业签订年度、季度或月度购电合同，提前锁定未来一段时间内的交易电量和价格。中长期合同能够降低电价波动风险，为项目提供相对稳定、可预测的现金流。
需要特别说明的是，在现货市场统一出清、差价结算的框架下，中长期合同本质上不是物理交割协议，而是具有价格对冲属性的差价合约。项目实际发出的电量首先按照现货市场价格结算，中长期合同覆盖的电量再按照合同价格与现货参考价格之间的差额进行结算。其基本关系可表示为：
现货结算收入＝Σ（各时段上网电量×现货出清价格）
中长期差价结算金额＝合同电量×（合同价格－现货参考价格）
市场化电能量收入＝现货结算收入＋中长期差价结算金额
与中长期市场不同，现货市场主要承担实时价格发现、资源优化配置和系统平衡功能，通常以日前市场和实时市场为核心，按照较短的时间间隔组织交易和结算。
现货市场价格通常通过“集中竞价、边际出清”机制形成。根据各地规则，用户侧可以采取“报量不报价”或者“报量报价”的方式参与市场[1]；市场运营机构根据发电报价、用户需求、网络约束和系统安全要求，确定各交易时段的出清价格和中标电量。
风电、光伏的边际发电成本趋近于零，在竞价中通常以较低价格申报。在新能源集中出力时段，市场出清价格可能因此被显著压低，极端情况下可能出现零电价甚至负电价。
因此，新能源项目的电能量收入并不是“中长期电量收入”和“现货电量收入”两类物理电量收入的简单相加，而是由现货市场完成统一结算，再由中长期合同进行差价调整。其基本逻辑是：物理层面只有一套出清，金融层面允许多层对冲。
2. 系统调节成本——辅助服务市场
随着新能源发电占比提高，风电、光伏出力的间歇性、波动性和预测偏差，使电力系统需要更多调峰、调频、备用和爬坡等辅助服务，以维持电网频率、电压及实时供需平衡。
2025年4月印发的《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号，以下简称“411号文”），在国家层面明确了调峰、调频、备用、爬坡等主要辅助服务品种，并建立了相应的补偿和费用分摊框架。
在标杆电价时代，辅助服务成本主要由火电企业承担，新能源基本豁免。新能源全面入市后，辅助服务费用逐步由隐性成本转变为显性的系统运行成本。根据现货市场运行情况和地方规则，目前主要存在三类分摊方式：
现货市场未连续运行地区，辅助服务费用原则上不向用户侧疏导，主要由发电侧并网主体分摊；[2]
现货市场连续运行地区，调频、备用等费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担；
部分地区采用发电侧与用户侧按照固定系数共同分担的过渡模式。[3]
辅助服务对新能源项目具有成本与收益的双重属性，其基本计算关系可概括为：
辅助服务净额＝辅助服务补偿收入－辅助服务及系统运行费用分摊
在成本侧，新能源出力的间歇性和不可预测性确实是系统调节需求的重要来源，对于只按照“发电量×上网电价”测算收益、未将辅助服务分摊和偏差考核纳入模型的项目，其利润预测可能被显著高估；在收益侧，具备调节能力的新能源项目可以将系统调节责任转化为收入来源。配建储能的光伏电站可以在午间低价时段充电、晚间高价时段放电，同时参与调峰、调频等辅助服务市场并获得补偿。独立储能、虚拟电厂等新型主体已在411号文中被明确赋予市场准入资格，可按上网电量参与辅助服务费用分享。
因此，辅助服务既可能是新能源项目的成本项，也可能是潜在收益项，具体取决于项目所在地区的分摊规则、预测精度、储能配置及调节能力。
3. 环境价值——绿电交易与绿证市场
电能量市场解决的是新能源电力的交易价值，而新能源相较于传统化石能源还具有独立的环境价值。绿电交易和绿证市场，是清洁电力环境属性实现交易和定价的主要机制。
绿电交易是指电力用户购买可再生能源电力，并同步取得相应绿色电力消费凭证的市场化交易方式。绿电交易通常通过中长期交易开展[4]，其交易价格由电能量价格和环境溢价两部分构成：
绿电环境权益收入＝绿电交易电量×环境溢价
绿色电力证书是国家对可再生能源发电量颁发的环境权益凭证，1个绿证对应1000千瓦时可再生能源电量。项目可以在符合规则的情况下单独出售绿证，其收入为：
绿证交易收入＝可交易绿证数量×绿证成交价格
因此，项目环境权益收入可以概括为：
环境权益收入＝绿电环境溢价收入＋绿证交易收入[5]
绿电和绿证交易需要重点遵循三项规则：一是绿电交易通常采取“证电合一”的方式，电能量与相应环境属性同步转让；二是绿证可以在符合规定的情况下与电能量分开交易，但同一电量的环境属性不得重复出售；三是补贴项目取得的绿电溢价和绿证收益，应按照相关规定冲抵补贴或者归国家所有。
在绿证与CCER等其他环境权益机制衔接时，同样需要避免同一环境属性被重复计算或者重复获益。新能源企业应结合项目类型、补贴状态、绿电需求和绿证价格，选择相应的环境价值变现方式。
对新能源企业而言，在投资模型中系统纳入绿电绿证收益测算，为新能源项目的定价更增添了一层复杂性。并且，不同省份的绿电交易活跃度和绿证价格水平差异显著，其中东部沿海省份因外向型经济占比高、企业ESG和RE100合规需求强，绿电环境溢价和绿证价格普遍高于内陆省份。因此，企业还需要根据项目所在省份的市场条件，制定差异化的环境价值变现策略——在绿电需求旺盛的省份优先通过绿电交易锁定环境溢价，在绿电交易不活跃的省份通过绿证平台独立出售环境权益。这一策略选择正在成为区分项目投资回报率的关键变量之一。
由此，中长期市场与现货市场形成项目的市场化电能量收入，辅助服务市场反映项目承担或者提供的系统调节价值，绿电与绿证市场则实现清洁电力环境价值的变现。
第三章
新能源项目的收益稳定机制——136号文机制电价与差价结算
136号文的出台旨在同时回应两个相互关联的问题：一方面，建立能够较为真实地反映电力供需关系及系统价值的市场化价格形成机制；另一方面，在新能源全面参与市场交易后，为项目投资提供必要的收益稳定预期。基于这一双重目标，文件最终确立了“全量入市、分类管理、差价结算”的总体制度框架，在推进新能源上网电价市场化改革的同时，兼顾存量项目平稳过渡与增量项目投资预期稳定。由此，机制电价差价结算成为市场化交易结算之外的一项收益调节机制，在保留市场价格信号的基础上，适度缓释新能源项目面临的价格波动风险。
简要而言，136号文明确提出新能源项目原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；但考虑到新能源项目具有投资规模大、回收周期长的特点，如果价格机制发生剧烈变化，可能影响已建成项目的投资回报预期。因此，136号文虽要求建立新能源可持续发展价格结算机制，但同时采用了“老人老办法、新人新办法”的过渡思路，以2025年6月1日为时间节点，对存量项目和增量项目实行分类管理。
对于2025年6月1日前投产的存量项目，政策总体遵循保持收益预期稳定的原则。机制电价按照现行政策衔接执行，但原则上不得高于当地煤电基准价；机制执行期限则按照原有政策规定确定，目前各省普遍采用二十年保障期或合理利用小时数两种方式。[6]其核心目标在于维护既有投资权益，避免政策调整对已投运项目造成冲击。存量项目虽然也需进入市场交易，但其机制电价基本延续原有水平，差价结算的保障程度显著高于增量项目。
对于2025年6月1日后投产的增量项目，则全面引入市场竞争机制。项目不再直接适用历史价格政策，而是通过市场竞价形成机制电价，并按照规定期限纳入价格结算机制。从目前已公布的地方实施方案来看，多数省份拟将机制执行期限设置为十年至十二年左右，与行业平均投资回收周期基本匹配。执行期限届满后，项目将完全暴露于市场价格竞争与风险之中。
可以认为，可持续发展价格结算机制是136号文框架下最核心的制度设计，也是新能源收益测算体系中的关键参数。其具体构成又包含机制电价、机制电量两个重要部分。根据136号文要求，各省每年根据新能源发展规划、消纳责任权重以及市场需求情况，确定年度机制电量规模，并组织符合条件的新能源项目参与竞价，以确定机制电价。
1. 机制电价的竞价运行流程
机制电价竞价原则上按年度组织，具体时间安排、竞价批次和操作流程由各省实施方案及年度竞价通知确定。其运行过程通常包括以下阶段：
第一阶段：竞价参数确定与公告发布。省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等，根据国家下达的非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力以及本地区新能源发展和电力市场运行状况，确定年度新增纳入机制的电量规模，并进一步明确竞价类别、申报价格上下限、单个项目申报电量上限、执行期限和申报充足率等参数。
第二阶段：项目申报与资格审核。符合条件的已投产项目，以及预计在未来12个月内投产且尚未纳入机制执行范围的新能源项目，可以在规定期限内自愿申报机制电量和报价。申报主体同时需要按照地方规则提交核准或备案文件、项目投产或接入系统证明、代理协议及履约保函等材料。竞价组织机构对申报主体和项目资格进行审核，并对审核结果进行公示。
第三阶段：竞价出清。竞价通常按照不同技术类别或竞价组分别组织，申报项目按报价由低到高排序，直至达到相应竞价电量规模。机制电价原则上按照最后一个入选项目，即边际项目的报价确定，但不得高于竞价上限；采用分类竞价的，不同技术类别可以分别形成机制电价。
第四阶段：结果公示、公布与协议签订。竞价出清结果经公示和异议处理后，由省级主管部门正式公布。入选项目按照地方规定的期限与电网企业签订差价结算协议，明确机制电量、机制电价、执行期限、结算参考价和违约责任等事项。
第五阶段：机制执行与差价结算。入选项目仍按照规定参与电力市场交易，电网企业依据项目市场交易均价与机制电价之间的差额，按月开展差价结算，并对年度机制电量实行月度分解和年内滚动清算。执行期间，项目可以按照规定调减机制电量或自愿退出；主管部门则通过跟踪监测和政策评估，为下一年度机制电量规模及竞价参数的调整提供依据。
2. 机制电量安排
与机制电价相比，机制电量实际上对项目收益影响更为直接。原因在于，并非所有发电量都能够纳入价格结算机制——能够享受机制电价的差价结算安排的，仅限于纳入年度机制电量规模的发电量。超出机制电量的部分，项目必须完全通过市场交易获得收益，不再获得任何差价补偿。
根据136号文规定，机制电量规模主要与各省非水电可再生能源电力消纳责任权重相衔接，由地方政府结合新能源发展目标、电力供需形势和系统消纳能力确定，并实行动态调整。在实际操作中，机制电量规模通常按照“存量优先、增量竞争”的原则进行分配：存量项目的机制电量依据原有政策规定的保障小时数折算确定，剩余额度再通过竞价分配给增量项目。
这意味着，对于增量项目而言，企业面临的不仅是机制电价水平的竞争，更是机制电量份额的竞争。在项目收益测算中，机制电量占项目总发电量的比例直接影响项目的收益保障程度。这一比例越高，项目受差价结算保护的电量越多，收益稳定性越强；比例越低，项目暴露于市场价格波动中的电量越多，风险和不确定性也随之上升。
随着新能源全面进入市场，未来机制电量占总发电量的比例可能逐步下降。从已经公布实施方案的省份来看，初期机制电量的覆盖比例普遍在百分之五十至百分之八十之间，后续将根据市场成熟度和新能源成本变化情况逐步调减。对于新能源企业而言，这意味着未来收益结构将逐渐由“机制保障”向“市场竞争”转变，市场运营能力的重要性将不断提升。
3. 可持续发展价格结算机制：差价结算机制
如果说“全量入市”所要解决的是新能源上网电价的市场化形成问题，那么新能源可持续发展价格结算机制所要解决的，则是全面参与市场交易后项目收益波动加剧的问题。根据136号文，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，价格通过市场交易形成；与此同时，对于纳入机制的电量，在市场交易结算之外，再根据机制电价与市场交易均价之间的差额进行结算。由此，新能源项目的电能量收益形成了“市场交易结算与机制差价调整相结合”的基本结构。
（1）双层收益体系
第一层：市场交易收入。项目首先按照电力市场规则参与中长期交易和现货交易，通过市场获得电能销售收入。市场交易收入等于项目总发电量乘以项目自身市场交易均价。这里“自身市场交易均价”是指项目在实际市场交易中各类成交价格的加权平均值，反映了项目的市场交易能力。
第二层：差价结算调整。纳入机制电量范围的发电量，在获得市场交易收入的基础上，还适用差价结算机制。差价结算的计算依据不是项目自身的交易价格，而是机制电价与同类项目市场交易均价之间的差额。同类项目市场交易均价一般由交易机构根据全省同类型新能源项目（如集中式光伏、陆上风电等）在结算周期内的加权平均市场交易价格确定。
因此，新能源项目的最终收益由两部分共同决定：项目自身的市场交易均价决定第一部分，机制电价与市场均价的差额是第二部分。
某种意义上，差价结算机制是另一种形式的“中长期合同”，在现货出清的价格基础上，多退少补。只不过其中项目自身的市场交易均价体现的是项目自身市场交易能力，其交易策略越优化、成交价格越高，收入越高；而差价体现了机制电价制度的保护力度，该差价对所有纳入机制的同类型项目完全一致，与项目自身表现无关。
由此可以推导出一个显而易见的结论，市场交易能力更为出色的项目，将形成减少差价结算、全面拥抱市场的经济选择，而市场交易能力欠佳的项目，可能随着机制电量的退坡而逐渐淘汰，这也是136号文致力于安全过渡但最终推进电力交易全面市场化的意义所在。
（2）结算周期与清算时滞
根据136号文及各地实施方案，目前对差价结算的具体实施涉及结算周期的设定主要存在两种结算模式：
月度预结算、年度清算模式：以月度为单位进行差价结算的预计算和预拨付，年度终了对全年数据进行统一清算，多退少补。这一模式的优点在于能够及时向项目提供现金流支持，降低运营资金压力；缺点是年度清算可能存在较大调整，项目需预留资金应对可能的差额返还。
年度统一结算模式：仅在年度终了后进行一次差价结算，一次性拨付或回收差额。操作简便，但对项目的现金流管理能力要求更高，尤其是在项目需要按月偿还贷款本息的情况下。
无论采用哪种模式，都存在一定程度的清算时滞——即结算周期结束与实际资金拨付之间的时间差。这一时滞的长短直接影响项目的资金周转效率，也是收益测算中不可忽视的因素。
第四章
政策启示
1. 136号文后新能源项目的三层收益+环境收益
如前所述，136号文确立了“市场交易结算与机制差价结算相结合”的双层运行结构：在基础层面，新能源项目的全部上网电量按照电力市场交易规则进行结算；在差价调整层面，纳入机制的电量再按照机制电价与同类项目市场交易均价之间的差额进行结算，即市场交易均价低于机制电价时予以补偿，高于机制电价时相应返还。因此，机制电价并非脱离市场形成的单向补贴，而是在保留市场价格信号的基础上，对机制电量的收益波动进行有限调节。
在引入机制电价和差价结算规则后，新能源项目的电能量收益可以分为两个部分。
第一部分是机制电量对应的综合结算收益。纳入机制的电量首先按照项目实际参与中长期市场和现货市场所形成的价格取得市场交易收入，再根据机制电价与同类项目市场交易均价之间的差额进行调整。由此可见，机制电价主要稳定的是同类项目的基准收益水平，而不是将每个项目的实际结算价格完全固定在机制电价。
项目自身市场交易均价高于同类项目平均水平的，超出部分仍可能形成相对收益；低于同类项目平均水平的，其收益差距也不会由机制差价结算完全弥补。因此，机制电量对应的收益虽然较完全市场化收益更为稳定，但仍受项目出力曲线、交易策略、区域价格水平以及结算参考价格等因素影响，不宜简单界定为固定收益。
对于机制电量，项目风险管理的重点主要在于核查竞价申报资格、提高竞价入选可能性、准确理解机制电量的核定和执行规则，并持续跟踪机制电量规模、执行期限及其他政策参数的变化。同时，项目仍需优化中长期交易安排和现货市场策略，以提升自身市场交易均价。
第二部分是机制电量以外的市场化收益。未纳入机制的上网电量不适用机制差价结算，其收入完全取决于中长期交易、现货交易及相应结算结果。这部分电量直接暴露于市场价格波动之中。
对于光伏项目而言，发电量通常集中于午间时段，而新能源集中出力又可能压低相同时段的现货价格，由此形成发电量较高时市场价格反而较低的结构性风险。中长期合同因此成为管理该类风险的重要工具。项目可以结合发电预测，将相对稳定、可预测的基础出力通过年度、季度或月度合同锁定价格，并将预测偏差和短期波动部分留在现货市场中结算。
但中长期合同并不能使项目完全脱离现货价格变化。随着新能源渗透率提高和现货市场运行深化，午间低价等现货市场特征会逐步传导至中长期合同报价，中长期价格也将更多反映交易双方对未来分时现货价格的预期。因此，中长期交易的主要作用在于平滑价格波动、调整风险敞口，而不是长期维持显著高于市场基本面的价格水平。
综上，新能源项目的电能量收益主要由机制电量的综合结算收益与非机制电量的市场化收益共同构成。项目承担的辅助服务费用、系统运行费用及其他市场分摊费用，应根据当地市场规则作为成本或收入扣减项另行测算。
因此，项目收益分析的重点应集中于机制电量覆盖比例、机制电价及执行期限、项目自身市场交易均价、同类项目市场交易均价，以及非机制电量所面临的市场价格风险。
新能源项目不同收益与成本项目的经济属性、主要风险及相应管理工具可概括如下：
此外，新能源项目的绿电绿证收益以独立于电能量市场的环境价值为载体，也是新能源项目的重要收益内容，通过绿电交易策略优化、绿证出售时机管理、国际绿证市场跟踪，新能源项目可能获得更高的绿电绿证收益。
2. 企业投资策略与政策合规操作
不同于固定电价时代，136号文框架下，至少八个独立变量需要纳入新能源项目的决策参考，且各省级层面可能存在明显差异。具体而言：
据此，同一资源禀赋的项目在不同省份可能产生截然不同的回报率。以光伏为例，新疆机制电价约每千瓦时0.15元，上海约0.42元——仅机制电价一项的差异就已超过每千瓦时0.25元，相当于大量项目在固定电价时代的全部利润空间。投资模型必须从“全国统一假设”升级为“一省一算”。
新能源项目在参与电力市场交易、与投资的过程中，应当注意以下三项合规要点：
竞价参与的程序合规。各省竞价规则在报价约束、排序方法、公示内容及异议处理时限等方面存在较大差异。企业应在竞价前重点核查项目申报资格、申报电量和报价口径是否符合地方实施细则及年度竞价通知的要求；竞价结果公示后，应逐项核对入选名单、排序结果、机制电量及机制电价是否与申报材料和竞价规则相符。发现异常的，应在公示期或规定期限内及时提出书面异议，并妥善保存申报材料、系统记录、往来函件等相关证据。在现阶段相关救济机制尚待完善的情况下，充分参与申报、公示和异议处理程序，是企业维护自身权益的重要合规保障。
差价结算协议的条款审查。差价结算协议应至少明确以下事项：机制电量的核算方法，包括计量依据、折算规则和数据来源；市场交易均价的计算口径，包括同类项目范围、加权方法和发布时间；结算周期、滚动清算方式及资金支付时滞；差额支付或返还的方式与期限；争议解决的受理机构、适用程序和管辖安排。其中，市场交易均价的计算口径和争议解决条款尤其需要重点关注。前者直接影响差价结算金额，后者则决定发生计量、均价计算或资金支付争议时，项目主体能否获得及时、有效的救济。
在建项目与存量项目的政策衔接。对于投产时间接近2025年6月1日政策节点的在建项目，应重点核查地方实施细则对并网投产时间、商业运行时间及机制电价适用条件的具体认定标准。EPC合同、项目并购协议和融资文件中，也应结合电价市场化改革完善政策变化应对条款，包括电价机制变化后的收益调整或风险分配安排、政策变化导致工期延误时的责任承担，以及发生重大政策变化或情势变更时的协商、重新谈判和退出机制。
结语与展望
136号文出台后，新能源项目的收益形成机制不再表现为固定电价与发电量的简单乘积，而是逐步演变为由多类市场和制度安排共同构成的复合体系。其具体包括中长期市场与现货市场形成的电能量收入、辅助服务费用分摊所体现的系统调节责任、可持续发展价格结算机制形成的差价调整，以及绿电、绿证等机制所承载的环境属性价值。上述收益与成本项目分别由市场竞争、系统运行需求和制度规则共同决定，并共同构成新能源项目收益测算与风险管理的基本框架。
当然，多维度的价值拆分带来了新的法律模糊地带。例如，差价结算合同究竟是政策工具还是民事履约？绿证与电能量若分开交易，“证电合一”的权属如何确认真实？辅助服务费用的分摊若引发争议，用电企业又该以何种程序救济？这些问题的答案，将直接影响各方在复合收益体系下的权责边界。在下篇文章中我们将深入探讨136号文之后的电力市场交易中的潜在争议。
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脚注：
[1] 目前公开信息中，仅山东和甘肃明确采用用户侧“报量报价”的模式，其他省份仍以用户侧“保量不报价”作为参与市场的主要模式。
[2] 如河南地区，《河南电力辅助服务市场交易细则》第二十五条规定：“调峰服务费用由燃煤机组和新能源按比例共同分摊；集中式风电场、光伏电站以调峰交易时段实际发电量占比分摊费用；全部市场主体分摊金额设置封顶上限，燃煤机组支付上限 = 燃煤机组实际发电量 × 本省燃煤机组基准电价 ×0.25。”
[3] 如南方区域（如广东、广西、云南、贵州、海南）的辅助服务实施细则规定，发电侧并网主体分摊系数为K，市场化用户分摊系数为（1-K），发电侧按上网电量比例承担，用户侧按当月用电量比例承担；抽水蓄能、新型储能和直控型聚合平台暂不参与分摊
[4] 绿电交易的核心在于建立发电侧与用电侧的一一映射关系，以此生成可追溯的绿证，证明用户的绿色电力消费。这一前提决定了绿电交易当前只能以中长期合同形式开展，因为现货市场中无法申报绿电需求，也无法区分电源类型，不具备核发绿证的条件。
[5] 此处绿证交易收入仅指单独交易绿证的情形。
[6] 所有纳入中央财政补贴目录的存量风电、光伏发电项目（含户用光伏、光伏扶贫项目）享受财政补贴的最长时间是20年；同时也限定其享受中央财政补贴的总发电小时数上限。项目在20年补贴期内，若提前发完全生命周期合理利用小时数，则补贴提前终止；若20年期满但未达到合理利用小时数，补贴也同时终止。
本文作者
业务领域：疑难民商事争议解决、房地产项目开发与投融资全程服务、公司并购与重组、金融资产并购、不良资产处置、大型国有企业法律事务等
王欣律师拥有十余年民商事争议解决法律服务经验，争议解决服务范围涉及房地产、金融证券、能源、新媒体、矿业等多个领域。作为出庭律师，王欣律师曾参与主办众多疑难、复杂且标的额较大的重大争议解决案件，尤其是在房地产领域的合资合作开发纠纷、建设工程施工合同纠纷，在公司治理、运营或公司控制权争夺领域所引发的出资纠纷、盈余分配纠纷、公司解散纠纷、股权确权或转让纠纷等方面积累了丰富的经验。
徐雯霏
律师助理
争议解决部
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