《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）（以下簡稱136號文））于今年2 月發布后，迅速引發行業高度關注。136號文以機制電價為核心，推動新能源上網電量全部進入電力市場，上網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，進入到“負荷為王”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策略。在新形勢下，如何科學把握全面入市帶來的機遇與挑戰，成為新能源企業必須面對的現實挑戰，更是行業踐行長期主義的必由之路。

　　我國新能源上網電價機制的歷史演變

　　自2006年《可再生能源法》實施以來，我國新能源行業大致歷經了從補貼驅動到市場驅動的“四個階段”：

　　標桿電價階段（2009-2018年）：2009年7月，我國首次把全國分為四類風電資源區，核定對應標桿上網電價，正式開啟陸上風電標桿電價時代。2011年，光伏發電開始實行標桿上網電價政策，以當年7月作為臨界點，上網電價統一核定為每千瓦時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，根據光照資源稟賦不同，執行更加差異化的上網電價政策。2014年6月，按照近海和潮間帶兩種類型，分類制定海上風電上網電價。2016年5月，國家發改委出臺全額保障性收購政策，提出各省風電、光伏項目的保障小時數。在標桿電價階段，風光“全部電量”以國家核定的不同資源區上網標桿電價收購。由于上網電價固定、預期收益穩定，直接推動了我國新能源裝機容量、關鍵技術和核心裝備的快速發展，形成了全球領先的全產業鏈體系。隨著技術不斷進步疊加建設成本持續下降，又正向促進了裝機規模的快速擴張和電價貼補水平的逐步下調，推動風光從最初的“垃圾電”逐步轉變為社會低碳轉型的“主力軍”。在這一階段，各大電力企業加速“跑馬圈地”，新能源開發模式相對粗放，追求資源好、發電量高是項目開發的主線。截至2018年底，我國新能源裝機達3.58億千瓦，過去十年年均復合增長率達32.53%。

　　指導價階段（2019-2020年）：2019年4月，我國開始將集中式光伏標桿上網電價改為指導價；緊接著5月，又將風電標桿上網電價改為指導價。同年出臺優先發電優先購電政策，將優先發電價格分為“保量保價”和“保量限價”，只有在保障小時數以內電量才能以政府定價收購，其他電量參與市場化交易。指導價政策的施行，標志著以競爭的方式配置風光項目和競價上網成為新能源行業新趨勢，新能源市場化進程進一步提速‌。在這一階段，項目開發以競爭性配置方式為主，上網電價是重要競爭條件，倒逼行業加速邁向平價上網階段。截至2020年底，我國新能源裝機達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、工商業分布式光伏和新核準陸上風電項目不再補貼，實行平價上網。2022年，海上風電國補政策也隨之正式退出。2023年，新能源入市節奏提速，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貨市場正式轉入運行，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，風光的實際結算價格相較標桿電價都有一定程度降低。比如2023年山西省風電、光伏全年結算均價分別為0.276元/kWh、0.245元/kWh，均低于燃煤標桿電價0.322/kWh。在這一階段，隨著電力市場化交易的推進，以“燃煤基準價”收購對應的保障小時數逐年減少，平價和低價上網時代全面到來，對新能源開發的區域選擇、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10.5億千瓦，是2020年底的1.98倍，年均復合增長達25.57%。

　　全面市場化階段（2024年至今）：自2024年4月1日起電網公司不再承擔新能源電力的全額收購義務，而是轉向保障性收購，這也意味著新能源電量難以全額上網，企業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日為節點“新老劃斷”，區分存量和增量，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新能源高水平消納。在這一階段，新能源開發呈現明顯的基地化、融合化、精細化特征，傳統的粗放模式已無法適應新的競爭形勢，必須推動開發理念、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一席之地。截至2025年3月底，我國風光裝機達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。

　　全面入市背景下新能源投資

　　面臨四大挑戰

　　挑戰一：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構將從“保障性收入（為主）+市場交易收入”轉變為“市場交易收入（為主）±差價補償收入”，在“量價皆不保”的情況下，原有經濟評價模型已被顛覆：在電量方面，增量項目機制電量規模依據各省非水電可再生能源消納責任權重完成情況動態調整，單個項目申請納入機制電量的比例及執行期限也面臨不確定性，未納入機制的電量需通過參與現貨交易自行銷售，全生命周期上網電量難以準確估算；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“適當放寬現貨市場限價”，預計在經濟相對發達、工商業尖峰電價水平高的地區，現貨價差會進一步拉大。因此，面對機制電量、機制電價、交易價格等多個不確定變量，亟需構建新的投資評價模型，將機制電價、現貨交易等納入分析，提高經濟性評估可靠性。

　　挑戰二：收益下行風險加劇

　　對于存量項目，價格對標燃煤基準電價，量價較有保障，預期相對穩定。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濟發展、工商企業的競爭力等因素，不大可能設置高競價上限，以免推高本地區社會用電成本。而參與競價的新能源企業為提高入選機制電量概率，也會降低收益預期，不大可能報出高價，這就決定了機制電價很可能出現“上限不高、下限偏低”的情況。而且按照136號文政策初衷，差價結算機制主要起“軟托底”作用，差價結算費用納入當地系統運行費用。但是面對基數龐大、增速保持高位的新能源裝機規模，在終端電價不能大幅上漲的底線約束下，差價結算機制能否持續給新能源項目收益“上保險”、發揮保障效力也面臨變數。另外，新能源的發電高峰與需求側高峰往往并不匹配，其出力與現貨價格呈負相關。伴隨著現貨市場建設的提速，預計“負電價”會愈發頻繁，讓新能源項目收益“雪上加霜”。

　　挑戰三：上網消納壓力抬升

　　今年一季度，我國風光裝機歷史性超過火電裝機，在全國發電總裝機中占比達到43.2%，在全社會用電量中占比達到22.5%。面對海量新能源全面入市，部分新能源裝機占比高、經濟相對欠發達的地區，受本地用電負荷不旺盛、外送通道能力有限、靈活性調節資源不足、新能源發電與負荷不匹配等因素制約，棄風棄光率呈升高趨勢，限電愈發嚴重。2024年，全國風電、光伏平均利用率分別為95.9%、96.8%，相比2023年風電、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快速增長以及消納紅線降至90%，新能源消納壓力預計進一步凸顯。負荷端消納壓力的加劇，也在倒逼新能源企業在源端項目開發時，更加關注負荷資源，從過去“資源為王”的單一模式逐步轉向“負荷為王”的融合模式。

　　挑戰四：交易能力亟待加強

　　過去風光項目以發電量最大為目標，全電量入市后則需要同時兼顧發電量和電價的交易收益最大化。136號文提出，原則上2025年底前各地應開展現貨連續結算試運行。隨著全國各省級電力現貨市場建設全面鋪開，不少省份不再對中長期簽約比例進行限制，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貨市場。在現貨限價拉開趨勢下，市場價格波動會增大，更加考驗企業電力交易的策略與能力。目前大型電力央企已設立專門的電力營銷部門，組建地方性售電公司，加強電力交易數字化平臺建設，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團隊和數字化工具，尚未形成集市場分析、發電預測、交易策略、客戶關系和風險管理等于一體的電力營銷體系，在現貨市場、輔助服務市場競爭中處于被動不利局面。

　　五大策略應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，新能源企業需要摒棄以往“規模沖動”和“固定電價”思維，堅持“深耕細作”“精細運營”的經營理念，制定有針對性的投資策略，打好全過程管控“組合拳”，努力實現量的合理增長和質的有效提升，推動新能源投資業務持續高質量發展。

　　策略一：聚焦區位優先，把好投資“方向盤”

　　新能源全面入市引發項目收益模型與收入結構發生了根本性變化，也導致項目遴選的底層邏輯不同于以往。在同一個區域（省級電網）內，新能源場站的電價交易水平與資源稟賦、電力供需、節點位置、電網可調度性等密切相關，如何篩查獲取優質資源，是追求實際交易結算價格高于市場交易均價甚至機制電價的關鍵所在：一是在區位選擇上，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、長江經濟帶等中東部經濟比較發達、用電負荷旺盛的地區；二是在開發方向上，應優先開發風電，優選開發光伏，優配一體化項目，在風光資源、土地資源豐富的西北地區，推動風光火“熱”（光熱）等多能互補開發，在西南地區布局風光水儲一體化項目，充分利用各類電源互補互濟特性，優化發電曲線，盡量與市場電價波動相契合；三是在接入條件上，優先選擇在工業大市周邊布局，積極布局“沙戈荒”大基地項目，并接入負荷中心變電站或者主網架，盡量避免在電網末端接入；四是在源網荷儲一體化項目開發上，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，實現穩步開發。

　　策略二：秉持成本領先，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。由此預見，度電成本能更客觀反映項目的市場競爭力，并指導制定項目報價交易策略：一是在前期開發階段，大力壓縮非技術成本。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，通過支付產業配套費、居間費、土地租金、特許經營費等，以獲取項目建設指標。而在全面入市的背景下，首要就是壓縮這些非技術成本，引導新能源投資回歸合理的利潤水平；二是在工程建設階段，全力做好設計優化，科學開展組件、風機和塔筒等主設備選型，加強設備集中采購，創新施工安裝工藝，強化區域內同類項目造價對標，全方位降低工程造價。以光伏電站為例，一味追求高轉化效率、高發電量或許不再是最佳選擇，如何尋求高電價時段的發電量優化更為關鍵。這就要求設備選型需要更匹配電力負荷曲線，在轉化效率、經濟成本、棄電率等指標之間尋求平衡，降低初始設備投資；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，提升整體發電收入；三是在生產運維階段，充分利用數字化智能化技術，加快智慧化調度體系建設，加強實時數據監控與分析，積極應用無人機巡檢、紅外熱成像檢測等高效先進運維技術，著力打造“集中監控+區域檢修+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：堅持負荷為王，提升投資“話語權”

　　新能源已邁過補貼時代的“路條為王”、平價時代的“接入為王”，進入到市場化交易時代“負荷為王”的階段，誰擁有“負荷”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轉變市場開發理念，通過長協、綠電直供、綠電直連等方式，構建源端與荷端穩定的供需關系，鎖定預期收益：一是全力搶占經濟發達的負荷中心地區、工業重鎮，在消納能力強的地區加大資源投入、深挖投資機會；二是加大源網荷儲、交能融合、綠色算力、零碳園區等新業態新模式探索，以“風光資源+生物質資源+港口樞紐”為驅動力，在東北、中部平原、南方沿海地區因地制宜布局風光制氫氨醇油示范項目，拓展煤電摻燒綠氨市場；與“鐵公基”等交通基礎設施資產持有方合作，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、風電、海洋能等就地開發利用，推動交通與能源基礎設施一體化建設；與字節跳動、阿里云、騰訊、華為等對綠電需求大的高耗能數字企業，合作開發“新能源+智算中心”一體化項目，通過源網荷儲方案對沖市場波動帶來的風險；重點在電力負荷大、出口需求高且電價水平高的省份，加強與地方政府、園區運營公司等合作，共同打造零碳城市、零碳園區，通過提供分布式能源系統、節能減碳升級改造、虛擬電廠等零碳解決方案，挖掘供電側利潤，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“賣電”能力，確保投資收益“顆粒歸倉”，業已成為新能源企業生存發展的“核心技能”：一是加快打造專業化電力交易團隊。隨著全國現貨市場建設加快推進，各省電力交易規則也在不斷更新迭代，無論是交易范圍、交易頻次、交易品種都愈發復雜，組建一支市場敏銳、數據分析和價格研判能力強的交易團隊迫在眉睫；二是全面提升功率及價格預測精度。研究利用人工智能、模型算法和大數據分析技術，加強電力-氣象耦合及功率預測、電力價格預測及市場交易、智慧運維及智慧化調控等先進技術和系統平臺研發，探索開展多日、旬（周）、月、年等各時間尺度區域發電預測，提升出力預測、數據分析及市場研判能力，提高電力交易策略有效性；三要持續提升電力交易能力。根據市場供需關系、天氣變化、節點阻塞情況、電價預測及自身成本特點，依托交易輔助決策系統平臺，制定合理的報量報價或報量不報價策略，快速響應市場波動；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，對沖價格波動風險；四是靈活配置儲能調節資源。在峰谷價差大、風光占比滲透率高的區域，主動按需配置儲能，通過結合現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。通過數字化平臺整合分散式風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、輔助服務等電力市場交易。

　　策略五：強化能力建設，增強投資“軟實力”

　　為有效應對日益復雜市場環境，提升項目開發整體質量，切實防范各類風險，持續提升“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業政策變動趨勢、省級136號文配套細則，做好政策分析解讀，并傳導至一線開發人員；二是提升項目策劃與系統解決方案能力。市場開發人員除了需要堅持完善以往規劃選址、項目評估、合規手續能力外，還需要加強與地方政府、平臺公司、用能企業的廣泛對接，提供綜合能源、電力交易、碳證交易等系統解決方案，加強融合類、多元化項目策劃；三是提升投資決策風險評估能力。重點關注土地、接入、電價波動等關鍵指標，建立健全區域電價預警體系，強化消納、電價預測和敏感性分析，完善單位電量投資、度電成本、內部收益率等多維評估指標體系；四是提升項目運營監控及投后復盤能力。加強項目運營階段交易電價、電量、成本費用等經營指標的動態監測，建立健全全周期項目評價機制，確保項目全生命周期風險受控，形成項目投資管理完全閉環。

原標題：新能源全面入市背景下的投資策略探析
責任編輯：江蓬新
網頁編輯：蘇偉