荐读 | 司军艳：136号文下的新能源企业：风险、机遇与应对之道

3月中旬，上海电力大学新能源商业模式与风控研究中心和大成同时发布了针对136号文的调研问卷，针对提出的20个问题，多家企业参与调研，调研结果如下：

高达85.19%的公司对136号文的发布非常关注，仅有极少数公司关注度较低。这表明行业整体对政策变化保持高度敏感，意识到政策可能对企业未来发展产生重大影响。

1. 机制电价与差价结算：近半数企业（48.15%）对差价结算机制与机制电价最为关注。企业担忧如何在新的电价形成机制下保障收益，如何参与市场化电价波动中的竞争。

2. 存量与增量项目衔接：18.52%的企业关心存量与增量项目的区分及政策衔接。特别是对于跨越2025年6月1日时间节点的项目，如何确保政策的平稳过渡成为关键。

3. 战略决策方向变化：29.63%的企业关注战略决策方向的变化。企业需要重新评估市场布局、投资规划等，以适应新的政策环境。

4. 项目工期与抢装问题：59.26%的企业表示有加快抢装进度的安排，但也有部分企业因各种原因无法抢装，选择按原计划推进。可见，抢装带来的用地、施工、并网等风险不容忽视。

1. 投资与收购：33.33%的公司因136号文暂停部分项目投资，29.63%的公司收购项目意向发生改变。企业对投资和收购的谨慎态度反映出对政策不确定性的担忧。

2. 项目出售：大部分企业（57.69%）表示正常出售项目不受影响，但也有部分企业计划加快或停止出售，或针对特定地区项目进行调整。

3. 战略调整：38.46%的企业认为136号文对其后续战略有明显影响，需调整战略方向；57.69%的企业认为有一定影响，需优化战略细节。只有极少数企业认为影响较小或没有影响。

4. 需要解决的问题：企业最需要解决的问题集中在应对市场化电价波动、优化项目投资与运营策略等方面，分别占比46.15%和30.77%。

136号文的实施推动了新能源全面参与市场化交易，彻底改变了原有的收益模式和竞争格局。新能源风电和光伏项目首当其冲，面临电价不稳定的新挑战。在新的市场环境下，企业发现传统的投资测算模型已难以适应现状，无法准确计算投资回报率。同时，原来倒算开发费用的模式在当前政策下也难以为继。此外，136号文要求各省制定自己的具体实施政策，企业在等待省内政策明确的过程中，面对诸多不确定性，战略调整的难度显著加大。

风控建议

1. 开展深入的市场调研

建议企业组织专业团队，对不同地区的电力市场需求、价格趋势和竞争态势进行详细调研。重点关注新能源消纳能力强的地区，分析这些地区的市场潜力和政策优势，为投资决策提供精准依据。例如，通过收集和分析各地区的电力消费数据、新能源装机容量和利用率等指标，找出最适合项目布局的区域。

2. 研究新能源电价发展历史与趋势

深入研究新能源电价的历史数据，了解其波动规律和影响因素。结合当前的政策导向和市场趋势，预估未来电价的可能走势。这有助于企业在制定战略时，充分考虑电价波动的风险，并提前制定相应的应对措施。例如，通过建立电价预测模型，利用大数据分析和机器学习等技术，提高预测的准确性。

3. 制定灵活的战略规划

结合企业自身的技术优势、资金实力和市场地位，制定既具长远目标又有短期应对策略的灵活战略规划。在长远目标上，明确企业在新能源领域的核心竞争力和市场定位；在短期应对上，根据政策和市场的变化，及时调整项目开发进度、投资规模和市场布局。例如，对于那些在等待省内政策明确的项目，可以先进行前期的技术准备和市场调研，一旦政策明朗，能够迅速启动。

4. 加强与政府部门和行业协会的沟通

积极与政府部门、行业协会建立常态化的沟通机制，及时获取政策动态和行业趋势信息。通过参与政策制定过程中的研讨会、征求意见等活动，为企业争取有利的政策环境。同时，借助行业协会的力量，与同行企业进行交流与合作，共同应对政策变化带来的挑战。

机制电价的形成涉及复杂的市场交易和差价结算机制，企业需要具备专业的电力交易团队和精准的市场预测能力，否则可能面临收益不稳定甚至亏损的风险。当前，许多企业仍在等待省内具体政策的明确，这进一步增加了不确定性。同时，电力交易政策的研究和理解需要时间和专业知识，企业在组建电力交易团队方面可能面临困难，短期内难以实现团队的建设和有效运作。此外，机制电价对造价成本变得更加敏感，企业在投资管理上需要更加精细和专业，以控制成本并报出有竞争力的电价。

风控建议

1. 建立专业的电力交易团队

企业应着手组建专业的电力交易团队，加强对电力市场规则、价格走势的研究和分析，提高交易决策的科学性。在团队建设过程中，可以考虑与高校、研究机构合作，引进专业人才，并提供系统的培训和实践机会，以快速提升团队的专业能力。同时，鼓励团队成员参与行业研讨会和交流活动，及时掌握最新的市场动态和政策信息。

2. 寻找专业的外包服务

在组建电力交易团队无法短期实现的情况下，企业可以考虑寻找专业的外包服务。市场上有许多专业的电力交易服务提供商，他们具备丰富的经验和专业的团队，能够为企业提供电力交易相关的服务，包括市场分析、交易策略制定、交易执行等。通过与外包服务合作，企业可以在等待省内政策明确的同时，充分利用专业资源，降低因团队不足带来的风险。

3. 加强对相关管理人员的培训

针对电力交易政策的复杂性和专业性，企业应加强对相关管理人员的培训。通过内部培训、外部讲座、在线课程等多种形式，提高管理人员对电力交易政策的理解和应用能力。培训内容应包括电力市场基础知识、交易规则、政策解读、风险控制等方面，使管理人员能够更好地指导团队工作，应对市场变化。

4. 利用金融工具进行风险对冲

企业可以利用金融工具进行风险对冲，如参与电价波动保险、开展绿证交易等，降低市场化电价波动对企业收益的影响。通过与金融机构合作，设计适合企业自身情况的风险对冲方案，合理运用金融衍生品，锁定电价风险，保障企业的收益稳定性。同时，关注金融市场的动态，及时调整对冲策略，以适应市场变化。

5. 加强与电网企业、电力用户的沟通与合作

企业应积极与电网企业、电力用户建立良好的沟通与合作关系，争取有利的交易条件和结算方式，确保差价结算的顺利进行。通过与电网企业的沟通，了解电网的运行情况和需求，优化项目的并网和运行管理；与电力用户的合作，可以探索直接交易、长期协议等合作模式，稳定电力销售渠道和价格，降低市场风险。

6. 做好投资管理，控制造价成本

鉴于机制电价对造价成本的敏感性，企业应加强投资管理，组建专业的工程管理人员，对项目的造价成本进行严格控制。在项目前期，进行充分的可行性研究和成本预算，合理规划项目规模和投资进度；在项目建设过程中，加强成本监控和管理，优化资源配置，避免不必要的浪费和成本超支，确保项目能够以较低的成本运行，从而在市场化竞争中报出有竞争力的电价。

在新能源行业沉浸15年，笔者完整地经历了上一轮为了获得电价补贴的新能源抢装潮，当时的情景至今历历在目。如今，新政策的出台又迎来了一个新的抢装节点。根据136号文，为了确保在2025年6月1日投产并获得机制电价，企业必须尽快完成工期。这种紧迫性使得抢装再次成为行业焦点。然而，抢装往往伴随着一系列问题，如土地调查不彻底、施工质量不过关、并网手续不完善等，进而引发法律纠纷和项目收益受损。此外，136号文中未明确投产的具体概念（首次并网还是全容量并网），业内理解不一致，可能引发争议。

风控建议

1. 确保项目开发合规

组织专业团队进行全面的土地调查，核实土地性质、用途和相关规划，确保项目选址符合法律法规要求。

积极与当地政府相关部门沟通，了解土地使用政策和审批流程，提前准备好所有必要的申请材料，确保手续办理的顺利进行。

考虑土地成本和潜在风险，合理规划项目布局，避免因土地问题导致项目延误或经济损失。

2. 合理安排施工进度与质量管理

制定详细的施工进度计划，明确各阶段的关键节点和任务，确保施工按计划有序推进。

建立完善的施工质量管理体系，加强对施工过程的监督和检查，严格执行质量标准和规范，确保工程质量符合要求。

在施工过程中，注重与各方的协调与沟通，及时解决可能出现的问题，避免因协调不畅导致的工期延误。

3. 提前与电网企业沟通并网事宜

安排专人关注政策变化，及时了解电网接入的最新要求和标准，确保项目符合相关政策规定。

提前与电网企业进行沟通，了解电网的接入条件和流程，协商确定并网方案，确保项目能够顺利接入电网。

按照电网企业的要求，完成所有必要的并网手续和准备工作，确保项目按时并网发电，实现收益。

4. 加强工程管理人员的配备与培训

根据项目需求，合理增加工程管理人员的数量，确保项目管理工作的顺利开展。

组织开展针对工程管理人员的专业培训，提高他们的业务水平和管理能力，使其能够更好地应对复杂的项目管理情况。

建立健全项目管理制度和流程，规范项目管理行为，提高项目管理的效率和质量。

5. 充分评估各类风险并制定应对措施

对以往抢装项目中出现的问题进行全面总结和分析，找出存在的风险点和不足之处。

在当前项目中，针对可能出现的风险进行充分评估，制定详细的风险应对措施，提前做好防范工作。

加强项目全过程的风险监控和管理，及时发现和处理潜在风险，确保项目的顺利实施。

6. 明确投产要求，合理安排项目进度

及时与政府部门联系，了解他们对投产概念的具体解释和要求，以便调整项目进度计划。

与电网企业沟通，确认并网的具体条件和流程，确保项目在首次并网或全容量并网时都能满足要求。

根据沟通结果，合理安排项目建设进度，避免因理解偏差导致的工期延误和收益损失。