136号文后，新能源“全面入市”时代
机制电价新格局
国家发改委、能源局136号文以“全面入市、差价结算、分类竞价”为核心导向，标志着新能源市场化进入实质运营阶段：新能源电量原则上全部进入市场，建立机制电价差价结算机制，增量项目按技术类型分类竞价确定电价。这一政策直接推动电价分化加剧、结算机制质变、市场波动升级，要求电站从传统发电思维转向“市场化运营 风险管控”的综合思维，而现货市场参与成为机制电价落地后电站收益增长的核心突破口。
各省机制电价分级统计
分布：集中在西北新能源资源富集区（甘肃、新疆、青海）及黑龙江、山东。
核心原因：西北沙漠、戈壁、荒漠地区太阳能、风能资源充足，新能源装机规模大，发电成本低；当地电力消纳以新能源为主，电价以成本为核心导向。
（电价明细：2025-2026年光伏、风电具体机制电价数据）
分布：覆盖华北、东北、华中多数省份。
核心原因：新能源资源中等，电力供需相对平衡，市场化机制成熟，电价兼顾成本与消纳需求，光伏与风电电价差异较小（部分省份如辽宁、河南、宁夏完全一致）。
（电价明细：2025-2026年光伏、风电具体机制电价数据）
分布：集中在经济发达区域（北京、冀北、上海、浙江、江苏、安徽、福建、江西、山东、湖南、广东、广西）及消纳条件特殊区域（海南、四川、重庆、陕西）。
核心原因：华东、华南经济发达，电力需求旺盛；重庆、海南地形特殊（山地、岛屿），新能源装机分散，建设成本略高，推高电价。
（电价明细：2025-2026年光伏、风电具体机制电价数据）
136号文后，新能源“全面入市”时代
机制电价新格局
2025-2026年各省新能源机制电量参与比例呈现显著区域差异，多数省份风光机制电量比例集中在70%-90%，北京统一竞价比例达100%，2026年新疆省份比例有所调整，部分省份风电与光伏机制电量占比存在分化。机制电量比例设定与区域新能源资源禀赋、市场化程度相适配。
现货交易核心能力赋能电站精细化运营
随着136号文落地，新能源全面进入“机制电价 现货交易”的双轨运营时代，机制电量按分类竞价锁定基础收益，剩余电量全量进入现货市场，而差价结算机制的推行、区域电价分化的加剧，让现货参与能力成为决定项目最终收益的核心变量。
未来新能源项目的竞争，本质是精细化运营能力的竞争，而专业运营商的价值，也正体现在对这些核心能力的深度赋能上。面对机制电价后的市场变局，国能日新依托「旷冥」3.0 AI大模型，将产品与服务深度匹配现货参与的三大关键能力，为电站提供全流程市场化运营解决方案。
精准预测，筑基功率预测核心保障能力
“差价结算”机制与市场化电价波动，对现货市场主体电量、价格预测精度及调节能力提出更高要求。国能日新整合全球气象卫星数据、场站历史发电数据等，构建场站级多维数据池，结合区域型功率预测和负荷预测，实现短期功率精准预测、极端天气预警帮助市场主体预判现货波动，合理规避风险。同时，依托高精度超短期功率预测，控制偏差考核风险，保障机制电量执行与现货电量消纳。
AI赋能，智驱动态决策与报价能力
各省政策差异显著，且电价受供需、气象、政策等多因素影响，国能日新以「旷冥」3.0 AI大模型为技术核心，构建动态决策体系，锚定煤电基准价与度电成本，结合机制电量占比，实时解析区域电价走势、峰谷价差与套利机会；通过强化学习算法优化现货市场申报策略，动态调整交易申报逻辑，适配各省报量报价、价格接受者等差异化参与模式，实现收益优化与风险规避。
全链托管，构建全流程交易协同能力
竞价申报流程复杂，需具备从政策解读、申报报价到结算复盘的全流程能力，重点关注出力预测精度、偏差控制等现货参与的区域标准。国能日新“电力交易全托管服务”，由专业团队解读各省政策，定制报价与区域适配解决方案，通过政策适配-策略制定-交易执行-风险管控-复盘优化闭环服务，衔接机制入围与后续交易，锁定最优收益。在此基础上，联动储能参与现货市场，为市场主体开辟增量收益空间。
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