在新能源行业快速发展的当下，政策的每一次调整都可能引发市场的剧烈波动。2025年1月27日生效的国家发展改革委、国家能源局发布的《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》(发改价格〔2025〕136号)，以及同年4月16日生效的《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2025〕394号)，犹如两颗投入平静湖面的石子，激起了千层浪。行业有必要深入剖析这些政策变化对新能源项目收购、投融资并购的影响，以及如何防控相关风险。

       136号文的核心在于推动新能源上网电价全面由市场形成，取消了以往的标杆电价和固定补贴机制，取而代之的是“全面市场交易+机制电量补差”的交易模式。这一变化使得电价波动成为新常态，与以往稳定的补贴时代形成了鲜明对比。政策的出台不仅改变了电价形成机制，还引发了绿电交易溢价归属争议和偏差考核成本转移等问题。光伏产业指数自 2024 年 9 月 24 日本轮反弹后再次回落前期低位附近。 国家对光伏制造环节的能耗、水耗、转换效率、最低资本金比例提出最新要求，拉高新增 项目准入门槛。

       同时，上游光伏产品价格跌破行业现金成本，倒逼现有企业主动压低开工率， 减少行业供给；另外，部分无技术和资金实力弱的小型光伏组件制造商被市场淘汰，市场出清 出现端倪。但另一方面，银行、地方政府对项目持续输血，停建项目和检修项目仍存恢复施工 可能。因此，供给端的收缩不会一蹴而就，而供需过剩的持续性和需求预期偏弱映射到二级市 场就是股票价格在低位反复筑底。

       136号文明确规定，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这意味着新能源项目不再享受固定的标杆电价，而是要根据市场供需情况参与竞价。这种市场化定价机制使得项目收益预期变得难以预测，增加了投资风险。在绿电交易中，售电方是否享有绿色附加值成为争议焦点。绿电交易价格通常包括电能量价格和绿色电力证书(绿证)价格。目前政策边界尚不明确，可能导致交易双方在合同签订和执行过程中产生纠纷。新能源发电具有间歇性和不确定性的特点，实际发电量可能与预测值存在偏差。在市场化交易机制下，发电企业需要承担发电预测失误的罚金风险。这种偏差考核成本的转移增加了发电企业的运营成本和风险，进一步影响了项目的收益预期。

       近年来，新能源产业发展迅速，但也出现了一定程度的产业过剩现象。在市场竞争加剧的情况下，能够接手存量项目的接盘方数量大幅减少。在这种背景下，收购方在面对政策调整时，往往会更加谨慎地评估项目的可行性和收益前景。136号文的出台，标志着新能源上网电价市场化改革的深入推进，这对新能源项目的收益模式和投资回报预期产生了重大影响。收购方可能会认为，原预收购协议签订时的政策基础已经发生了根本性变化，继续按照原协议履行将使其面临巨大的投资风险，因此援引136号文主张交易基础发生了重大变化，要求解除或变更协议。然而，如果预收购协议中并未明确约定国家政策调整导致交易无法进行时的免责条款，双方在处理这种情况时就会面临较大的争议。

       对于我们众能力电来说，得要抓住这个千载难逢的时机，趁着这个光伏市场在不断扩张之际，把我们的光伏设备和光伏清洗设备激励的介绍给我们潜在的客户，让他们熟知我们产品的性能和品质，并最终成功的下单。并且积极的参加国内外举办的展会，例如今年第136届广交会，我们派出一套豪华的阵容，来参展。在这届广交会上，我们已向这些潜在的客户面前，充分展示我们最新的产品，抓住这些能让我们的终端客户，在第一时间体验到我们产品的机会。