数字储能网讯：近期，《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》出台。136号文提出，强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。一石激起千层浪，新政对绿证交易的冲击成为新能源发电商最关注的问题之一。

绿证作为可再生能源环境属性的法定凭证，本质上是对绿电环境效益的货币表现。每张绿证对应1000度绿色电力，发电企业通过出售绿证获得环境补偿，电力用户通过购买绿证履行消纳义务，政府通过配额制确保总量控制目标实现，这种三方协同的市场化机制，是推动可再生能源发展的理想范式。在国际上，绿证通过为可再生能源项目提供电能量价值以外的收入来源，以体现其环境价值。

近期，我国平价项目绿证成交均价维持在0.08—3.03元/张。绿证单价看似微薄，但截至2025年1月，全国累计核发绿证51.86亿个，可交易绿证35.29亿个，仍然是新能源企业稳定收益的重要来源。

而机制电价则是电力商品能量价值的货币表现。中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽认为，将绿证收益排除在机制电价之外时，会使存量平价和低价无补贴的可再生项目少一部分收益。考虑到绿证的交易链条，以往绿证核发—交易—认证—核销的链条可形成闭环。而纳入机制电价后，电量不重复获得绿证收益，机制电量对应的绿证就可能平摊到全省的工商业用户，消纳责任权重会落到更多的重点用能行业。

华北电力大学教授刘敦楠也认为，未来新能源发电可能不仅在某些时段出现负电价，最终出清价格可能也为负，甚至可能导致发电企业亏损，需警惕这种整体性负价。这是由于，新能源虽然可以报负价，但仍需承担高昂的系统调节费，而这部分成本最终需要合理疏导，未来可能传导至新能源发电企业。火电虽然在电能量竞争中处于劣势，但因其提供安全保障，可获得额外收益，因此能承受负电价。而新能源的额外收益未来除了机制电价，就是绿证。如果缺少绿证收益，加之承担高昂的系统调节费，未来新能源企业就可能亏损。

笔者采访时了解到，澳大利亚对新能源发电项目也实行电力市场收入多退少补的机制，可以被看作差价合约。但澳大利亚严格区分了电力商品属性与环境属性，风电光伏得以在现货市场以零或负价的边际成本报价，环境价值则通过独立绿证市场实现补偿。

目前，一些新能源企业对于选择长期购电协议还是机制电价也表示了困惑。签订长协可以保留绿证权益，但也可能面临电价低于机制电价的情况。而如果选择竞争机制电价，又失去了绿证收益。

新政的公布，使新能源企业处于市场机制的变革关口。如何在保障收益的同时，适应政策调整，是当前行业关注的焦点。多位专家建议，未来或可探索建立绿证收益与机制电价的动态联动机制，确保新能源的环境价值能够得到合理补偿，而不仅仅依赖于单一的电价机制。

此外，新能源企业还需积极调整自身市场策略，在长协交易与机制电价之间寻找最优解。通过灵活的电力销售模式、精准的风险管控措施与政策协同配合，企业或能在变革中找到新的增长空间。