新能源电价市场化改革涉深水区项目开发从“重规模”转向“强运营”

今年初，国家发改委、国家能源局联合印发《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，下称“136号文”），旨在推动新能源上网电量全面进入市场，新能源电价机制向全面市场化转型。

随着“136号文”实施时点临近，对行业的影响日益显现。由于未来电价不确定性增加，项目收益率有下降风险，新能源开发企业观望情绪较浓。业内对于新能源行业硬着陆，装机规模断崖式下降也有所担忧。

记者与多位业内人士进行了交流，业内普遍认为，“136号文”实施后，新能源电站开发有望步入全过程精细化管理时代，开发运营策略将成为企业竞争力的核心部分。一方面，新能源开发企业要完善前期项目选址与设计；另一方面，拓展绿证、绿电等多元交易渠道，增加收入来源。同时，开发企业应着力跟踪下游用户负荷需求，增加绿电直供比例。

电价不确定性增加

回顾新能源电价历次改革，从主要节点来看，一是2006年可再生能源法实施，明确了新能源电价由固定电价叠加补贴的方式执行；二是2021年开始普遍实施新能源平价上网。“136号文”则定调新能源上网电量全部进入市场，电价由市场交易确定。

近日，南网能源在谈到新能源入市影响时称，公司存量新能源项目短期内电价仍与各省现行电价衔接，暂未造成较大影响，并且公司在运的450多个节能降碳项目平均消纳率超过75%，由用户消纳部分电量的电价暂不受“136号文”影响。

新能源开发企业需要关注两个指标：一是机制电量；二是机制电价。根据“136号文”，增量项目的机制电量规模，根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。新能源发电项目从全额带补贴收购，变成了既不保量也不保价。

南网能源指出，新开发的新能源项目面临上网电价下降影响，公司拟投资的高消纳率项目竞争将更加激烈，受上网电价下降影响，收益率降低，对公司项目成本管控的要求更高。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在接受记者采访时指出，保障性收购电量逐年下降，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低；风电和光伏大发期间，现货市场基本是地板价，尤其是光伏，因为发电“同时性较高”，在光伏装机占比大的地区，已出现长时间的负电价。

新疆博尔塔拉蒙古自治州发改委也刊文指出，根据电价政策，今年6月后并网项目将全面参与市场化竞价，光伏午间出力高峰时段电价可能降至0.1元/度以下，这将使发电行业资本金收益率从8%降至3%，逼近金融机构风险警戒线。

“如果收益率降到3%，就没人再去投资新能源项目了。”一位受访人士直言不讳地说道。记者注意到，“136号文”发布后，多家上市公司对于新能源项目的收益率仍维持较高要求。

云南能投在4月中旬的调研中表示，公司增量新能源全容量并网项目投资收益超过期望收益率，原则上项目资本金财务内部收益率（IRR）应达到8%。吉电股份在2月底的调研中也提到，公司要求新能源项目IRR不低于8%，同时，对新增项目电价研判充分考虑现货交易、弃风弃光等情况影响。

“在各地政策不断调整，电量和电价不确定性不断增加的情况下，企业的原有投资决策模型失去了基础，投资收益不确定性风险增加，导致企业无所适从，投资积极性明显下降。”秦海岩向记者指出，照此发展下去，将会严重影响新能源装机规模的持续增长，影响我国碳达峰、碳中和目标的实现。

粤电力A在近期调研中表示，新能源行业政策变化较大，公司“十五五”发展规划正在制定中，未来在风电、光伏等领域的装机容量目标仍待进一步明确。

龙源电力相关人士也向记者表示，公司将充分考虑资源情况和电力市场双重影响，调整新能源布局；优化投资决策模型，纳入机制电价、现货交易等分析，提高经济性评估可靠性；加强全周期成本控制，提升项目抵抗电价波动风险的能力。

期待政策平稳过渡

正如前述，当前新能源开发企业观望情绪较浓，主要原因是各省区落实“136号文”的细则有待出台。

上述龙源电力人士告诉记者，当前各省区尚未出台具体方案，还无法进行具体分析政策影响，但总的来看，由于新能源上网电价从固定价格转向市场化定价，收益将受电力市场供需、时段价格、区域市场差异等因素影响，但差价结算机制能够提供一定程度托底。

具体而言，新能源存量项目机制电价与现行政策衔接，通过差价结算可实现平稳过渡，短期内收益预期相对稳定。不过，增量项目机制电价需通过市场化竞价确定，且机制电量规模动态调整，收益不确定性增加，新能源运营商需参与中长期、现货及绿电交易等多层次市场，对交易策略、价格预测和风险对冲能力提出更高要求。

根据“136号文”，机制电价是为风电、光伏等新能源引入的新的电价机制，实质是一种差价结算机制。

对纳入机制范围内的电量，按照确定的“机制电价”与“市场交易均价”的价差进行结算，当“市场交易均价”低于“机制电价”时给予差价补偿，高于“机制电价”时扣除差价。通过这种“多退少补”的结算方式，提高项目投资收益预期，降低风险。

在秦海岩看来，该机制是一种可持续发展的价格结算机制。根据相关测算，要实现2060年“碳中和”目标，我国风电、光伏装机规模将达到50亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。“各省只有因地制宜，将足够规模的新能源电量纳入可持续发展价格结算机制，才能实现新能源健康持续发展。否则很可能造成新能源行业硬着陆，装机规模断崖式下降，使产业发展半途而废，错失难得发展机遇。”

值得注意的是，参与市场化交易后，由于新能源发电的度电收益改变，开发企业的收益总额大概率会下降。但中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽认为，这并不意味着新能源项目的收益率一定会下降，主要是通过新能源参与市场和机制电价的多退少补疏导机制，使地方发展新能源的权责统一，新能源开发的非技术成本可能减少，尤其是挤出不合理的前期费用。

据了解，新能源发电项目的非技术成本可分为土地场地税费成本、融资成本、电网送出成本以及前期开发费用等。对于一些基地项目，公共设施是根据基地规划建造好的，公共的升压站和汇集站、道路等都已提前建成，企业进入后政府将这部分费用摊派给企业。

时璟丽告诉记者，在合理的前期费用和不配套储能等设施情况下，新能源发电增量项目已经可以实现低价上网，即使考虑其带来的系统运行成本增加，仍然有竞争力。但近两年过高的前期费用，掩盖了新能源从上游到下游技术进步、产业升级实现增效降本带来的低价优势，一方面新能源企业并未因平价上网获得更高收益，另一方面还要遭受考虑系统运行成本后各方对于新能源仍然高价的质疑。“‘136号文’实施后，电力交易采取市场化定价，发电企业需要考虑项目收益率，如果继续摊派不合理的非技术成本，则最终承担这些成本的将是当地工商业用户。”

秦海岩向记者表示，各省在确定“机制电价”的时候，要考虑这些已经为本省做出贡献项目的情况，合理确定“机制电价”，否则会严重影响项目收益预期。“各省应考虑非技术成本摊派会带来的负面影响，让新能源回归到发电的本质，靠发电本身为当地经济发展和实现能源转型作贡献。”

运营能力成关键

业内对于“136号文”实施后企业应着力强化开发运营已形成共识。业内判断，改革将重构投资决策逻辑，“固定电价”时代评估模型将不再适用，未来投资将考虑全过程精细化管理的开源节流。

在项目开发阶段，南网能源谈到，为了规避电价波动风险，公司将适时调整资产持有策略，重点布局南方五省区域、长三角、京津冀、成渝、国家中心城市等投资经济环境较好、用电负荷较高的客户实施新能源项目。

招银研究在一篇分析中也提到，电站投资方可通过提高新能源电站全生命周期的发电量，以“增效”手段摊薄度电成本，比如，对全国不同地区风光资源精细化评估、优化选址，使用先进技术的设备以及精细化设计电站的容配比、布置和运行模式等。

在项目运营阶段，受访人士普遍认为要拓宽收入渠道。上述龙源电力人士告诉记者，在市场端，公司将密切跟踪政策，优化交易策略，“量价统筹”参与市场，拓展绿电、绿证和碳交易；通过与绿证、碳市场等政策协同，重新规划收益来源。

据了解，自2021年我国绿色电力市场交易正式启动以来，政府已出台一系列相关政策，建立健全绿电交易机制，鼓励引导绿色电力消费，逐步扩大绿电交易规模。

以龙源电力为例，2024年，公司建立了绿证集中统一管理工作模式，完成绿证交易管控平台项目台账信息维护，完成建档立卡系统项目授权，全年完成绿电交易67.01亿千瓦时，同比增长289%；交易绿证1023.54万张，同比增长141%。

当然，新能源开发企业能够从绿证和碳市场交易中获得多少收益，能够在多大程度上弥补上网电量收入下降的损失，还很难衡量。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向记者表示，重点不是企业如何拓展绿电、绿证和碳市场交易，而是政府要建立并进一步完善相关交易机制。“企业参与绿电、绿证和碳交易，无论交易价格是高是低，都能获得一笔额外收入，但以碳市场为例，当前的碳价很低，未来走势也较难预测。”

在时璟丽看来，短期内，绿电、绿证的价格难以真实反映其代表的绿色环境属性价值，发电企业由此取得的交易收益有限。

她认为，新能源开发和运营企业需经营好市场，发展构网型的新能源电站，通过聚合等方式增加匹配负荷曲线能力，“针对下游有绿电需求的企业，新能源通过自主匹配灵活性资源，跟踪负荷需求，签订绿电直连直供协议，扩大绿电消纳渠道”。

虚拟电厂大有可为

值得一提的是，“136号文”还将促进新型储能和虚拟电厂等灵活性资源配置需求，逐步完善新型储能和虚拟电厂等新兴业态参与峰谷价差套利与辅助服务市场的收益模式。

协鑫能科晟能公司总经理黄一钊在接受记者采访时表示，随着“136号文”的发布，新能源发电正式迈入市场驱动的新阶段。政策支撑力度和技术能力的不断加码，使虚拟电厂作为新型主体的市场地位不断凸显。

同时，虚拟电厂的主要目标是通过自身的技术、运营、交易能力，实现所聚合资源的效益最大化，而这恰恰是新电改背景下，分布式能源运营主体的核心诉求。

“136号文”还取消了新能源强制配储要求，强调市场化机制。黄一钊认为，虚拟电厂通过聚合灵活性资源（包括用户侧储能），为新能源提供替代性调节方案，降低配储成本。

另外，虚拟电厂通过参与现货市场，推动新能源电价形成机制更加市场化，促进资源优化配置。基于此，未来虚拟电厂在新型电力系统建设中将大有可为，其千亿级市场规模为民营经济打开了发展新空间。