自2013年引入差价合约，英国海上风电装机容量和签约容量十年间增长近七倍，成本下降三分之二以上。2025年，中国136号文引入新的差价结算机制，为此前受保障性收购政策覆盖的新能源电量提供部分机制电价。EEIST报告系统对比了中英差价合约机制的异同，分析了差价合约如何打破新能源投资面临的价格风险与销量风险调节回路，并提出了省级“先行先试”的政策建议。

差价合约是一种为新能源发电企业提供价格保障的政策工具，通过设定“执行价格”与市场参考价格之间的差额进行结算。当市场电价低于执行价格时，发电企业获得差额补贴；当市场电价高于执行价格时，发电企业返还差额。这一机制有效打破了新能源投资面临的“价格风险调节回路”——新能源渗透率越高、电价越低，进而抑制投资的恶性循环。
在新能源占比持续增长的背景下，差价合约的核心价值在于为新能源项目提供长期、可预测的收入保障，降低融资成本，从而支持大规模、持续的新能源投资。同时，差价合约设计需要谨慎处理销量风险——即新能源电量无法售出所带来的风险。

英国差价合约自2013年引入以来取得了显著成效。在短短十年间，海上风电装机容量和签约容量均增长了近七倍，同时成本下降了三分之二以上。这一机制成功护航了新能源的大规模部署，并推动了成本的快速下降。
然而，随着新能源发电在英国发电结构中占比突破三分之一，新的挑战开始显现。销量风险日益凸显——2023年大不列颠电力日前交易中出现了214小时的负电价，是2022年的三倍。若系统缺乏调节机制，到2030年新能源发电可能有近一半时间超过电力需求，届时27-37%的风电可能面临弃电。
问题的根源在于：英国现行差价合约的价格保障仅适用于能售出的电量，无法解决电量无法售出所带来的风险。因此，英国政府正在考虑替代性差价合约设计，如基于预期发电量或装机容量的差价合约，从而打破或约束销量风险的调节回路，同时增强电力系统调节能力。

中国电力中长期市场中也存在类似差价合约的机制，为中长期合约覆盖的电量提供价格保障。但由于中长期合约通常为一年期，难以覆盖新能源电厂在20年生命周期内所需的风险保障，这些合约更适用于预算预测，难以指导投资。
2025年，中国发改委、能源局联合印发的136号文引入了新的差价结算机制，为此前受到保障性收购政策覆盖的新能源电量提供部分机制电价，执行期限根据项目回本周期而定。随着新能源发电企业需逐渐参与市场交易，推广这一机制可以控制价格风险并缓解波动性，为新能源的持续投资护航。
中国优势在于可以在省级层面开展不同政策的“先行先试”。建议各省可尝试不同的差价合约机制，包括基于预期发电量或装机容量的差价合约，从而找到限制销量风险调节回路最有效的方法。预计到2030年，中国将有九个省份可能面临新能源过剩情况（约占全年时长的20%-30%），这对项目回报将带来重大销量风险。