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增进 新能源 高质量发展的公告》（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”实行后， 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助的形式执行；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。
最近， 南网能源 在谈到 新能源 入市影响时称，公司存量 新能源 项目短时间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助收购，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，已出现长期的负电价。
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%，迫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。”一位受访人士直抒己见地说道。记者了解到，“136号文”发布后，多家上市公司对于 新能源 项目的 利润率仍维持较高要求。
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很多于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景下，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，造成企业无所适从，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在最近调研中表示， 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，并入机制电价、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，主要因素是各省区落实“136号文”的细则有待出台。
上述 龙源电力 人士对记者说，当前各省区尚未出台具体方案，还无法进行具体分析政策波动，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、区域市场不同等原因影响，但差价结算机制能够提供一定水平托底。
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，短时间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条理市场，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。
对并入机制范围内的电量，根据明确的“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钱结算机制。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 电量并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。不然很可能造成 新能源 行业硬着陆，装机规模断崖式下降，使产业发展虎头蛇尾，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 利润总额大概率会下降。但中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽认为，这其实不意味着 新能源 项目的 利润率一定会下降，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，尤其是挤出不正确的前期费用。
记者了解到， 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、电网送出成本和前期开发费用等。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。
时璟丽对记者说，在正确的前期费用和不配套 储能 等设施情境下， 新能源 发电增量项目已经可以实现低价上网，即便考虑其造成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，遮掩了 新能源 从上游到下游技术进步、产业升级实现增效降本造成的低价优势，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 仍然高价的疑惑。“‘136号文’实行后，电力交易采取市场化定价，发电企业需要考虑项目收益率，如果继续摊派不正确的非技术成本，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景，合理确定“机制电价”，不然会严重影响项目收益预期。“各省应考虑非技术成本摊派会造成的不良影响，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”实行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、用电负荷较高的顾客实施 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，好比，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和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 人士对记者说，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。
记者了解到，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，能够在多大水平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 ，不管交易价格是高是低，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，短时间内，绿电、绿证的价钱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
值得强调的是，“136号文”还将增进新型 储能 和 虚拟电厂 等灵活性资源配置需求，逐渐完善新型 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 利润模式。
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，而这恰恰是新电改环境下，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（包含用户侧 储能 ），为 新能源 提供替代性调理方案，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，增进资源优化配置。基于此，未来 虚拟电厂 在新型电力系统建设之中将大有可为，其千亿级市场规模为民营经济打开了发展新空间。