这一政策是陕西省深化新能源上网电价市场化改革的核心举措，旨在通过市场机制优化资源配置，促进新能源高质量发展。以下是对该政策的详细分析：
一、政策背景与核心目标
国家政策导向
2025年2月，国家发改委与国家能源局联合发布《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），要求新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。陕西省“136号文”是对国家政策的细化落实。陕西省改革目标
市场主导：推动新能源上网电量全面参与电力市场交易，打破传统固定电价模式。
政策衔接：平衡存量项目与增量项目的利益，确保改革平稳过渡。
高质量发展：通过市场化机制引导新能源项目优化布局，提升消纳能力。
二、增量项目竞价机制详解
竞价范围与主体
适用项目：2025年6月1日起全容量投产的新能源增量项目（风电、光伏）。
竞价主体：已投产和次年年内投产、且未纳入过机制执行范围的风电、光伏发电项目。
竞价规则
电量规模：首次竞价纳入机制电量的规模，按2025年6月1日至2026年12月31日期间投产项目预计年度上网电量的75%确定。
报价方式：竞价时按报价从低到高排序，机制电价按入选项目最高报价确定。
价格区间：首次竞价上限为0.3545元/kWh，下限为0.23元/kWh。后续将根据成本收益、绿色价值、市场供需等因素动态调整。
执行期限
期限设定：执行期限考虑回收初始投资确定为12年（部分来源提及10年，需以最终文件为准），起始时间按项目申报的投产时间（具体到月）确定。
三、政策亮点与行业影响
市场化定价机制
通过竞价方式确定电价，反映市场供需关系，避免政府定价的滞后性。
竞价下限（0.23元/kWh）保障项目基本收益，上限（0.3545元/kWh）防止过度溢价。
存量与增量项目差异化政策
存量项目：2025年6月1日前投产的项目，机制电价按煤电基准价执行，保障投资回报稳定性。
增量项目：通过竞价形成电价，激励企业降低成本、提升效率。
对储能行业的影响
配储非强制：政策明确不得将配置储能作为新能源项目核准、并网、上网的前置条件，赋予企业自主决策权。
市场化套利机会：现货市场限价调整为0-1元/kWh，储能企业可通过“低价充电、高价放电”实现收益最大化。
绿色价值显性化：纳入机制电量的项目不重复获得绿证收益，为储能独立参与绿证交易预留空间。
四、政策实施挑战与应对建议
挑战
市场波动风险：竞价机制可能导致电价大幅波动，影响项目收益预测。
消纳压力：新能源大规模入市需配套电网灵活性改造，否则可能加剧弃风弃光。
储能市场化转型：配储非强制后，储能企业需独立面对市场风险，技术迭代与成本控制压力增大。
建议
完善中长期交易机制：鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议，稳定收益预期。
加强现货市场建设：优化申报价格上限、下限动态调整机制，防止极端价格波动。
推动储能多元化收益：探索储能参与辅助服务市场、容量市场等模式，提升投资回报率。
五、案例分析：竞价机制的实际操作
假设某光伏项目参与2026年机制电量竞价：
申报电量：项目预计年度上网电量为1亿kWh，申报机制电量规模不超过9000万kWh（90%上限）。
报价策略：企业结合成本与市场预期，报价0.28元/kWh。
竞价结果：若入选项目最高报价为0.30元/kWh，则该项目机制电价按0.30元/kWh执行。
收益计算：机制电量部分收益=9000万kWh×0.30元/kWh=2700万元；剩余电量按市场交易均价结算。
六、政策展望
陕西省“136号文”的出台，标志着新能源行业从“政策托底”向“市场驱动”转型的关键一步。竞价机制的引入将倒逼企业提升技术效率、降低成本，同时为储能等配套产业创造市场化发展空间。未来，随着电力市场建设的完善，新能源项目有望通过市场化手段实现可持续高质量发展。
