过去几年流行一个说法是，包括我自己也深信不疑，那就是电网的消纳能力有限，新能源占比不超过一定的比例，比如15%，这是目前电网消纳瓶颈。新能源的随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间超过了就有可能导致现有电网的崩溃，这说明新能源是电网的心头大患啊，必须让他们主动卷起来。
国家最新的136号文就是为了解决这个，以新能源上网电价促改革。核心是新能源项目全电量参与电力市场交易，存量项目逐步提高市场化比例，最终实现全面入市。我们出台任何重大的政策法规，喜欢先搞个试点，成功了然后总结经验再全国推广，这个政策也不例外。
国内主要有三个相对独立的电网，分别是国家电网、南方电网和蒙西电网，这个136号政策最早萌芽于蒙西电网。这个政策给出了新能源电价新的结算方式，从固定的核准电价转型差价合约结算。通过电价反映供需关系，真实传导价格信号。新的电价结算要解决一个问题：既要马儿跑得快，又要马儿饿不死。差价合约就是告诉企业：“饿不死你，但也别想肥到流油，赶紧去市场上拼！”
差价合约的基本结算机制，基于机制电价与市场电价的动态差额进行调整，其核心逻辑如下：机制电价（国内每个地区不一样，通常基于成本给出一个固定值），市场现货电价（交易产生，实时变动）。当市场电价 < 机制电价：购电方（政府/电网）向发电企业补足差额，即结算价 = 机制电价。这相当于给新能源吃了个定心丸，亏损是有底线的。
当市场电价 > 机制电价：发电企业需返还超额收益，我个人认为这个是目前最大的误解之一，新闻和雪球上都认为新能源风电超额收益没了。政策的原文是对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用，具体实施细则需要地方政府出台各自的结算细则。
差价合约本身是一个金融工具，后来被英国电力部门所采用，但后面被废弃了，因为电力公司无利可图，不愿意签了。为什么呢？本来其核心逻辑是“保底不封顶”，听起来就很疯狂，对吧？这样才能最大的激励，如果这个超额部分需要归还，还这么激励？这个文件应该是保守的描述，我个人认为除非发生极端的市场电价，大部分是不需要返回的。因为机制合约电价是由省级价格主管部门，解决不了新能源温饱问题。需要新能源企业主动发力寻找超额收益。大概率执行的就是结算价 = 市场电价（基本上不会触碰上限）。
这样的话，新能源企业从“成本控制者”升级为“市场操盘手”，需要兼顾内部的成本控制，还需要让利润来源更丰富。因为，目前看似很好的政策，但是效果不佳，比如，新能源配建储能日均运行时间仅为3.74小时,年均利用率指数仅为31%。配建储能的实际运行效率较低，在电力系统中的调节作用未能充分发挥。
对于电力企业来说，新能源项目的经济评价不再是简单的基于投资造价、固定上网电价和静态利用小时数测算收益率的过程，而需要按照市场交易和结算的逻辑，预测边际价格和机制电价水平、估算动态收益。
最后，如果想在国内引导产业方向，那么补贴+有利可图，才是最大利器。让利益来驱动电网能最大化的消纳新能源发电量，所以136号文整体来说，我认为整个新能源盈利水平不会有明显的下降过程，从而影响资本对于新能源的投资积极性。具体的数据我们可以参考蒙西电网试行差价合约以来半的效果，实现了新能源高效消纳至26.5%与收益稳定，比如2025年风电项目利润率同比提升15%。。。。。。。。根据国家的远景规划可再生能源占能源消费总量比重要达到60%左右，发电量占比超80%。如果没有利益驱动，怎么促使产业资本继续投资新能源？
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