136號文與綠電直連政策如何協同重塑新能源商業模式？

136號文與綠電直連政策分別從市場價格形成與物理供能模式兩個維度重構新能源商業邏輯，二者形成互補而非替代關系。

136號文的核心在于建立機制電價對沖市場風險。以2025年6月1日為界劃分存量與增量項目，存量項目機制電量逐年遞減，增量項目通過競價形成機制電價，差價結算納入系統運行費用。這一設計使新能源項目在市場交易均價低于機制電價時獲得補償，高于時返還差額，實質是為市場化交易設置價格緩沖帶。

綠電直連政策則聚焦物理層面的綠電溯源供給，適用于風電、太陽能發電、生物質發電等新能源不直接接入公共電網而通過直連線路向單一用戶供能的場景。政策明確區分并網型與離網型，并網型項目作為整體接入公共電網，與電網形成清晰物理與責任界面；離網型則完全獨立運行。

兩類政策的協同效應體現在：136號文解決的是新能源進入電力市場后的價格穩定性問題，綠電直連解決的是綠電物理消納與溯源認證問題。對于出口外向型企業等具有降碳剛性需求的用戶，綠電直連提供了可驗證的綠電消費路徑，而136號文的機制電價則為直連項目中的余電上網部分提供收益保障。

政策銜接中的關鍵變量在于費用繳納。綠電直連項目需繳納輸配電費、系統運行費用、政策性交叉補貼、政府性基金及附加等，但自發自用電量部分的具體繳納標準各省口徑不一，山東要求按政策規定執行，內蒙古則暫不征收系統備用費和政策性交叉補貼。這種差異直接影響項目經濟性測算與跨區域復制推廣。

從商業模式演進看，綠電直連政策允許源荷非同一主體，鼓勵簽訂多年期購電協議或合同能源管理協議，這與136號文推動的市場化交易形成疊加效應。未來綠電直連項目將成為虛擬電廠或重要調節資源，在電力市場中以聚合形式參與交易，實現物理直連與市場交易的有機統一。