中國儲能網(wǎng)訊：《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）（以下簡稱136號文））于今年2 月發(fā)布后，迅速引發(fā)行業(yè)高度關(guān)注。136號文以機制電價為核心，推動新能源上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，上網(wǎng)電價全面由市場形成。新能源已邁過“路條為王”的補貼時、“接入為王”的平價時代，進(jìn)入到“負(fù)荷為王”的市場化交易時代，這將徹底重塑新能源的投資邏輯與開發(fā)策略。在新形勢下，如何科學(xué)把握全面入市帶來的機遇與挑戰(zhàn)，成為新能源企業(yè)必須面對的現(xiàn)實挑戰(zhàn)，更是行業(yè)踐行長期主義的必由之路。
我國新能源上網(wǎng)電價機制的歷史演變
自2006年《可再生能源法》實施以來，我國新能源行業(yè)大致歷經(jīng)了從補貼驅(qū)動到市場驅(qū)動的“四個階段”：
標(biāo)桿電價階段（2009-2018年）：2009年7月，我國首次把全國分為四類風(fēng)電資源區(qū)，核定對應(yīng)標(biāo)桿上網(wǎng)電價，正式開啟陸上風(fēng)電標(biāo)桿電價時代。2011年，光伏發(fā)電開始實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策，以當(dāng)年7月作為臨界點，上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元、1元（西藏除外）；2013年8月，又將全國分為三類太陽能資源區(qū)，根據(jù)光照資源稟賦不同，執(zhí)行更加差異化的上網(wǎng)電價政策。2014年6月，按照近海和潮間帶兩種類型，分類制定海上風(fēng)電上網(wǎng)電價。2016年5月，國家發(fā)改委出臺全額保障性收購政策，提出各省風(fēng)電、光伏項目的保障小時數(shù)。在標(biāo)桿電價階段，風(fēng)光“全部電量”以國家核定的不同資源區(qū)上網(wǎng)標(biāo)桿電價收購。由于上網(wǎng)電價固定、預(yù)期收益穩(wěn)定，直接推動了我國新能源裝機容量、關(guān)鍵技術(shù)和核心裝備的快速發(fā)展，形成了全球領(lǐng)先的全產(chǎn)業(yè)鏈體系。隨著技術(shù)不斷進(jìn)步疊加建設(shè)成本持續(xù)下降，又正向促進(jìn)了裝機規(guī)模的快速擴張和電價貼補水平的逐步下調(diào)，推動風(fēng)光從最初的“垃圾電”逐步轉(zhuǎn)變?yōu)樯鐣吞嫁D(zhuǎn)型的“主力軍”。在這一階段，各大電力企業(yè)加速“跑馬圈地”，新能源開發(fā)模式相對粗放，追求資源好、發(fā)電量高是項目開發(fā)的主線。截至2018年底，我國新能源裝機達(dá)3.58億千瓦，過去十年年均復(fù)合增長率達(dá)32.53%。
指導(dǎo)價階段（2019-2020年）：2019年4月，我國開始將集中式光伏標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價；緊接著5月，又將風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價。同年出臺優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電政策，將優(yōu)先發(fā)電價格分為“保量保價”和“保量限價”，只有在保障小時數(shù)以內(nèi)電量才能以政府定價收購，其他電量參與市場化交易。指導(dǎo)價政策的施行，標(biāo)志著以競爭的方式配置風(fēng)光項目和競價上網(wǎng)成為新能源行業(yè)新趨勢，新能源市場化進(jìn)程進(jìn)一步提速?。在這一階段，項目開發(fā)以競爭性配置方式為主，上網(wǎng)電價是重要競爭條件，倒逼行業(yè)加速邁向平價上網(wǎng)階段。截至2020年底，我國新能源裝機達(dá)5.3億千瓦，是2018年底的近1.5倍，特別是2020年受平價前搶裝潮影響，風(fēng)光裝機呈井噴式增長。
平價與競價階段（2021-2023年）：自2021年起，中央財政對新備案集中式光伏、工商業(yè)分布式光伏和新核準(zhǔn)陸上風(fēng)電項目不再補貼，實行平價上網(wǎng)。2022年，海上風(fēng)電國補政策也隨之正式退出。2023年，新能源入市節(jié)奏提速，市場化交易由“保量保價”邁入“競量競價”。2023年12月22日，山西新能源作為全國首個現(xiàn)貨市場正式轉(zhuǎn)入運行，并以“報量不報價”方式參與市場。從多個不同省份競價水平看，風(fēng)光的實際結(jié)算價格相較標(biāo)桿電價都有一定程度降低。比如2023年山西省風(fēng)電、光伏全年結(jié)算均價分別為0.276元/kWh、0.245元/kWh，均低于燃煤標(biāo)桿電價0.322/kWh。在這一階段，隨著電力市場化交易的推進(jìn)，以“燃煤基準(zhǔn)價”收購對應(yīng)的保障小時數(shù)逐年減少，平價和低價上網(wǎng)時代全面到來，對新能源開發(fā)的區(qū)域選擇、項目篩選和成本控制等提出了更高要求。截至2023年底，新能源裝機達(dá)10.5億千瓦，是2020年底的1.98倍，年均復(fù)合增長達(dá)25.57%。
全面市場化階段（2024年至今）：自2024年4月1日起電網(wǎng)公司不再承擔(dān)新能源電力的全額收購義務(wù)，而是轉(zhuǎn)向保障性收購，這也意味著新能源電量難以全額上網(wǎng)，企業(yè)需要通過市場交易自行銷售部分電量。136號文以2025年6月1日為節(jié)點“新老劃斷”，區(qū)分存量和增量，差異化推動新能源全面入市，全面利用市場化交易手段促進(jìn)新能源高水平消納。在這一階段，新能源開發(fā)呈現(xiàn)明顯的基地化、融合化、精細(xì)化特征，傳統(tǒng)的粗放模式已無法適應(yīng)新的競爭形勢，必須推動開發(fā)理念、策略、模式、交易、成本等多維升級，方能在激烈的市場競爭中占據(jù)一席之地。截至2025年3月底，我國風(fēng)光裝機達(dá)14.7億千瓦，首次超過火電裝機（14.51億千瓦），具有里程碑意義。
表 風(fēng)電上網(wǎng)電價政策演變
圖 光伏上網(wǎng)電價政策演變
全面入市背景下新能源投資面臨四大挑戰(zhàn)
挑戰(zhàn)一：項目評估難度加大
在136號文出臺前，新能源電量普遍采取“保障性收購+市場化交易”的運作方式。而隨著新能源全面入市，新能源電站的收益結(jié)構(gòu)將從“保障性收入（為主）+市場交易收入”轉(zhuǎn)變?yōu)椤笆袌鼋灰资杖耄橹鳎啦顑r補償收入”，在“量價皆不?！钡那闆r下，原有經(jīng)濟(jì)評價模型已被顛覆：在電量方面，增量項目機制電量規(guī)模依據(jù)各省非水電可再生能源消納責(zé)任權(quán)重完成情況動態(tài)調(diào)整，單個項目申請納入機制電量的比例及執(zhí)行期限也面臨不確定性，未納入機制的電量需通過參與現(xiàn)貨交易自行銷售，全生命周期上網(wǎng)電量難以準(zhǔn)確估算；在電價方面，增量項目機制電價通過全省競價確定，在競價上限按從低到高排序入選，并非單一、固定的價格，且136號文鼓勵“適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價”，預(yù)計在經(jīng)濟(jì)相對發(fā)達(dá)、工商業(yè)尖峰電價水平高的地區(qū)，現(xiàn)貨價差會進(jìn)一步拉大。因此，面對機制電量、機制電價、交易價格等多個不確定變量，亟需構(gòu)建新的投資評價模型，將機制電價、現(xiàn)貨交易等納入分析，提高經(jīng)濟(jì)性評估可靠性。
挑戰(zhàn)二：收益下行風(fēng)險加劇
對于存量項目，價格對標(biāo)燃煤基準(zhǔn)電價，量價較有保障，預(yù)期相對穩(wěn)定。但對于增量項目，機制電價由市場競爭形成。各省份考慮到本地經(jīng)濟(jì)發(fā)展、工商企業(yè)的競爭力等因素，不大可能設(shè)置高競價上限，以免推高本地區(qū)社會用電成本。而參與競價的新能源企業(yè)為提高入選機制電量概率，也會降低收益預(yù)期，不大可能報出高價，這就決定了機制電價很可能出現(xiàn)“上限不高、下限偏低”的情況。而且按照136號文政策初衷，差價結(jié)算機制主要起“軟托底”作用，差價結(jié)算費用納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用。但是面對基數(shù)龐大、增速保持高位的新能源裝機規(guī)模，在終端電價不能大幅上漲的底線約束下，差價結(jié)算機制能否持續(xù)給新能源項目收益“上保險”、發(fā)揮保障效力也面臨變數(shù)。另外，新能源的發(fā)電高峰與需求側(cè)高峰往往并不匹配，其出力與現(xiàn)貨價格呈負(fù)相關(guān)。伴隨著現(xiàn)貨市場建設(shè)的提速，預(yù)計“負(fù)電價”會愈發(fā)頻繁，讓新能源項目收益“雪上加霜”。
挑戰(zhàn)三：上網(wǎng)消納壓力抬升
今年一季度，我國風(fēng)光裝機歷史性超過火電裝機，在全國發(fā)電總裝機中占比達(dá)到43.2%，在全社會用電量中占比達(dá)到22.5%。面對海量新能源全面入市，部分新能源裝機占比高、經(jīng)濟(jì)相對欠發(fā)達(dá)的地區(qū)，受本地用電負(fù)荷不旺盛、外送通道能力有限、靈活性調(diào)節(jié)資源不足、新能源發(fā)電與負(fù)荷不匹配等因素制約，棄風(fēng)棄光率呈升高趨勢，限電愈發(fā)嚴(yán)重。2024年，全國風(fēng)電、光伏平均利用率分別為95.9%、96.8%，相比2023年風(fēng)電、光伏平均利用率97.3%、98.0%，消納情況均有所下降；青海省2024年風(fēng)電、光伏利用率分別為92.8%、90.3%，雙雙低于95%。隨著新能源裝機持續(xù)快速增長以及消納紅線降至90%，新能源消納壓力預(yù)計進(jìn)一步凸顯。負(fù)荷端消納壓力的加劇，也在倒逼新能源企業(yè)在源端項目開發(fā)時，更加關(guān)注負(fù)荷資源，從過去“資源為王”的單一模式逐步轉(zhuǎn)向“負(fù)荷為王”的融合模式。
挑戰(zhàn)四：交易能力亟待加強
過去風(fēng)光項目以發(fā)電量最大為目標(biāo)，全電量入市后則需要同時兼顧發(fā)電量和電價的交易收益最大化。136號文提出，原則上2025年底前各地應(yīng)開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算試運行。隨著全國各省級電力現(xiàn)貨市場建設(shè)全面鋪開，不少省份不再對中長期簽約比例進(jìn)行限制，或者直接取消中長期市場簽約比例要求，大量新能源電量將暴露在現(xiàn)貨市場。在現(xiàn)貨限價拉開趨勢下，市場價格波動會增大，更加考驗企業(yè)電力交易的策略與能力。目前大型電力央企已設(shè)立專門的電力營銷部門，組建地方性售電公司，加強電力交易數(shù)字化平臺建設(shè)，建立健全多層級電力營銷體系。而大多地方國有或民營公司缺乏專業(yè)團(tuán)隊和數(shù)字化工具，尚未形成集市場分析、發(fā)電預(yù)測、交易策略、客戶關(guān)系和風(fēng)險管理等于一體的電力營銷體系，在現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場競爭中處于被動不利局面。
五大策略應(yīng)對新能源投資新形勢
面對新能源全面入市對項目投建營帶來的影響和沖擊，新能源企業(yè)需要摒棄以往“規(guī)模沖動”和“固定電價”思維，堅持“深耕細(xì)作”“精細(xì)運營”的經(jīng)營理念，制定有針對性的投資策略，打好全過程管控“組合拳”，努力實現(xiàn)量的合理增長和質(zhì)的有效提升，推動新能源投資業(yè)務(wù)持續(xù)高質(zhì)量發(fā)展。
策略一：聚焦區(qū)位優(yōu)先，把好投資“方向盤”
新能源全面入市引發(fā)項目收益模型與收入結(jié)構(gòu)發(fā)生了根本性變化，也導(dǎo)致項目遴選的底層邏輯不同于以往。在同一個區(qū)域（省級電網(wǎng)）內(nèi)，新能源場站的電價交易水平與資源稟賦、電力供需、節(jié)點位置、電網(wǎng)可調(diào)度性等密切相關(guān)，如何篩查獲取優(yōu)質(zhì)資源，是追求實際交易結(jié)算價格高于市場交易均價甚至機制電價的關(guān)鍵所在：一是在區(qū)位選擇上，盡量聚焦用電量大、新能源裝機占比低的省份，譬如長三角、珠三角、京津冀、長江經(jīng)濟(jì)帶等中東部經(jīng)濟(jì)比較發(fā)達(dá)、用電負(fù)荷旺盛的地區(qū)；二是在開發(fā)方向上，應(yīng)優(yōu)先開發(fā)風(fēng)電，優(yōu)選開發(fā)光伏，優(yōu)配一體化項目，在風(fēng)光資源、土地資源豐富的西北地區(qū)，推動風(fēng)光火“熱”（光熱）等多能互補開發(fā)，在西南地區(qū)布局風(fēng)光水儲一體化項目，充分利用各類電源互補互濟(jì)特性，優(yōu)化發(fā)電曲線，盡量與市場電價波動相契合；三是在接入條件上，優(yōu)先選擇在工業(yè)大市周邊布局，積極布局“沙戈荒”大基地項目，并接入負(fù)荷中心變電站或者主網(wǎng)架，盡量避免在電網(wǎng)末端接入；四是在源網(wǎng)荷儲一體化項目開發(fā)上，重點面向電力保供壓力大、新能源占比高、電力市場開放度高、峰谷價差大的省份儲備資源，實現(xiàn)穩(wěn)步開發(fā)。
策略二：秉持成本領(lǐng)先，打好投資“主動仗”
按照136號文要求，增量項目機制電價通過省級競價形成，其上限會考慮綠色價值，下限參考成本。由此預(yù)見，度電成本能更客觀反映項目的市場競爭力，并指導(dǎo)制定項目報價交易策略：一是在前期開發(fā)階段，大力壓縮非技術(shù)成本。過去在量價有保障的情況下，投資方往往采用收益率倒推方式，將一部分盈利空間拿出來，通過支付產(chǎn)業(yè)配套費、居間費、土地租金、特許經(jīng)營費等，以獲取項目建設(shè)指標(biāo)。而在全面入市的背景下，首要就是壓縮這些非技術(shù)成本，引導(dǎo)新能源投資回歸合理的利潤水平；二是在工程建設(shè)階段，全力做好設(shè)計優(yōu)化，科學(xué)開展組件、風(fēng)機和塔筒等主設(shè)備選型，加強設(shè)備集中采購，創(chuàng)新施工安裝工藝，強化區(qū)域內(nèi)同類項目造價對標(biāo)，全方位降低工程造價。以光伏電站為例，一味追求高轉(zhuǎn)化效率、高發(fā)電量或許不再是最佳選擇，如何尋求高電價時段的發(fā)電量優(yōu)化更為關(guān)鍵。這就要求設(shè)備選型需要更匹配電力負(fù)荷曲線，在轉(zhuǎn)化效率、經(jīng)濟(jì)成本、棄電率等指標(biāo)之間尋求平衡，降低初始設(shè)備投資；另外相較于以往最佳傾角安裝方式，按一定比例采用垂直安裝，能更有效改善出力“鴨子曲線”，提升早晚出力，降低午段出力，提升整體發(fā)電收入；三是在生產(chǎn)運維階段，充分利用數(shù)字化智能化技術(shù)，加快智慧化調(diào)度體系建設(shè)，加強實時數(shù)據(jù)監(jiān)控與分析，積極應(yīng)用無人機巡檢、紅外熱成像檢測等高效先進(jìn)運維技術(shù)，著力打造“集中監(jiān)控+區(qū)域檢修+場站無人值守”的運維模式，減少運維人員，降低運維成本。
策略三：堅持負(fù)荷為王，提升投資“話語權(quán)”
新能源已邁過補貼時代的“路條為王”、平價時代的“接入為王”，進(jìn)入到市場化交易時代“負(fù)荷為王”的階段，誰擁有“負(fù)荷”和“用電量”資源，誰將在激烈競爭中處于有利地位。這就要求新能源企業(yè)轉(zhuǎn)變市場開發(fā)理念，通過長協(xié)、綠電直供、綠電直連等方式，構(gòu)建源端與荷端穩(wěn)定的供需關(guān)系，鎖定預(yù)期收益：一是全力搶占經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)的負(fù)荷中心地區(qū)、工業(yè)重鎮(zhèn)，在消納能力強的地區(qū)加大資源投入、深挖投資機會；二是加大源網(wǎng)荷儲、交能融合、綠色算力、零碳園區(qū)等新業(yè)態(tài)新模式探索，以“風(fēng)光資源+生物質(zhì)資源+港口樞紐”為驅(qū)動力，在東北、中部平原、南方沿海地區(qū)因地制宜布局風(fēng)光制氫氨醇油示范項目，拓展煤電摻燒綠氨市場；與“鐵公基”等交通基礎(chǔ)設(shè)施資產(chǎn)持有方合作，充分利用閑置土地和空間資源，通過合同能源管理等方式，靈活推廣光伏、風(fēng)電、海洋能等就地開發(fā)利用，推動交通與能源基礎(chǔ)設(shè)施一體化建設(shè)；與字節(jié)跳動、阿里云、騰訊、華為等對綠電需求大的高耗能數(shù)字企業(yè)，合作開發(fā)“新能源+智算中心”一體化項目，通過源網(wǎng)荷儲方案對沖市場波動帶來的風(fēng)險；重點在電力負(fù)荷大、出口需求高且電價水平高的省份，加強與地方政府、園區(qū)運營公司等合作，共同打造零碳城市、零碳園區(qū)，通過提供分布式能源系統(tǒng)、節(jié)能減碳升級改造、虛擬電廠等零碳解決方案，挖掘供電側(cè)利潤，降低用戶用能成本；三是主動與電力大用戶、售電公司對接，通過簽訂多年期購電協(xié)議、參與綠色電力中長期交易、探路綠電直連等方式鎖定部分收益，形成相對穩(wěn)定的盈利保障。
策略四：做專電力交易，撥好投資“鐵算盤”
隨著電力交易日趨普遍化，提升專業(yè)“賣電”能力，確保投資收益“顆粒歸倉”，業(yè)已成為新能源企業(yè)生存發(fā)展的“核心技能”：一是加快打造專業(yè)化電力交易團(tuán)隊。隨著全國現(xiàn)貨市場建設(shè)加快推進(jìn)，各省電力交易規(guī)則也在不斷更新迭代，無論是交易范圍、交易頻次、交易品種都愈發(fā)復(fù)雜，組建一支市場敏銳、數(shù)據(jù)分析和價格研判能力強的交易團(tuán)隊迫在眉睫；二是全面提升功率及價格預(yù)測精度。研究利用人工智能、模型算法和大數(shù)據(jù)分析技術(shù)，加強電力-氣象耦合及功率預(yù)測、電力價格預(yù)測及市場交易、智慧運維及智慧化調(diào)控等先進(jìn)技術(shù)和系統(tǒng)平臺研發(fā)，探索開展多日、旬（周）、月、年等各時間尺度區(qū)域發(fā)電預(yù)測，提升出力預(yù)測、數(shù)據(jù)分析及市場研判能力，提高電力交易策略有效性；三要持續(xù)提升電力交易能力。根據(jù)市場供需關(guān)系、天氣變化、節(jié)點阻塞情況、電價預(yù)測及自身成本特點，依托交易輔助決策系統(tǒng)平臺，制定合理的報量報價或報量不報價策略，快速響應(yīng)市場波動；與此同時要強化電價波動管理，通過簽訂中長期合約、套利保值等方式，對沖價格波動風(fēng)險；四是靈活配置儲能調(diào)節(jié)資源。在峰谷價差大、風(fēng)光占比滲透率高的區(qū)域，主動按需配置儲能，通過結(jié)合現(xiàn)貨價格信號實施削峰填谷，平滑出力曲線，以獲取價差收益；五是聚合分布式新能源參與交易。通過數(shù)字化平臺整合分散式風(fēng)電和分布式光伏資源，以虛擬電廠聚合商方式參與需求響應(yīng)、輔助服務(wù)等電力市場交易。
策略五：強化能力建設(shè)，增強投資“軟實力”
為有效應(yīng)對日益復(fù)雜市場環(huán)境，提升項目開發(fā)整體質(zhì)量，切實防范各類風(fēng)險，持續(xù)提升“四種能力”顯得尤為重要：一是提升政策跟蹤研究與解讀能力。及時研究國家及地方新能源產(chǎn)業(yè)政策變動趨勢、省級136號文配套細(xì)則，做好政策分析解讀，并傳導(dǎo)至一線開發(fā)人員；二是提升項目策劃與系統(tǒng)解決方案能力。市場開發(fā)人員除了需要堅持完善以往規(guī)劃選址、項目評估、合規(guī)手續(xù)能力外，還需要加強與地方政府、平臺公司、用能企業(yè)的廣泛對接，提供綜合能源、電力交易、碳證交易等系統(tǒng)解決方案，加強融合類、多元化項目策劃；三是提升投資決策風(fēng)險評估能力。重點關(guān)注土地、接入、電價波動等關(guān)鍵指標(biāo)，建立健全區(qū)域電價預(yù)警體系，強化消納、電價預(yù)測和敏感性分析，完善單位電量投資、度電成本、內(nèi)部收益率等多維評估指標(biāo)體系；四是提升項目運營監(jiān)控及投后復(fù)盤能力。加強項目運營階段交易電價、電量、成本費用等經(jīng)營指標(biāo)的動態(tài)監(jiān)測，建立健全全周期項目評價機制，確保項目全生命周期風(fēng)險受控，形成項目投資管理完全閉環(huán)。
