新能源全面入市背景下的投资策略探析

《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）（以下简称136号文））于今年2 月发布后，迅速引发行业高度关注。136号文以机制电价为核心，推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价全面由市场形成。新能源已迈过“路条为王”的补贴时、“接入为王”的平价时代，进入到“负荷为王”的市场化交易时代，这将彻底重塑新能源的投资逻辑与开发策略。在新形势下，如何科学把握全面入市带来的机遇与挑战，成为新能源企业必须面对的现实挑战，更是行业践行长期主义的必由之路。

我国新能源上网电价机制的历史演变

自2006年《可再生能源法》实施以来，我国新能源行业大致历经了从补贴驱动到市场驱动的“四个阶段”：

标杆电价阶段（2009-2018年）：2009年7月，我国首次把全国分为四类风电资源区，核定对应标杆上网电价，正式开启陆上风电标杆电价时代。2011年，光伏发电开始实行标杆上网电价政策，以当年7月作为临界点，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元、1元（西藏除外）；2013年8月，又将全国分为三类太阳能资源区，根据光照资源禀赋不同，执行更加差异化的上网电价政策。2014年6月，按照近海和潮间带两种类型，分类制定海上风电上网电价。2016年5月，国家发改委出台全额保障性收购政策，提出各省风电、光伏项目的保障小时数。在标杆电价阶段，风光“全部电量”以国家核定的不同资源区上网标杆电价收购。由于上网电价固定、预期收益稳定，直接推动了我国新能源装机容量、关键技术和核心装备的快速发展，形成了全球领先的全产业链体系。随着技术不断进步叠加建设成本持续下降，又正向促进了装机规模的快速扩张和电价贴补水平的逐步下调，推动风光从最初的“垃圾电”逐步转变为社会低碳转型的“主力军”。在这一阶段，各大电力企业加速“跑马圈地”，新能源开发模式相对粗放，追求资源好、发电量高是项目开发的主线。截至2018年底，我国新能源装机达3.58亿千瓦，过去十年年均复合增长率达32.53%。

指导价阶段（2019-2020年）：2019年4月，我国开始将集中式光伏标杆上网电价改为指导价；紧接着5月，又将风电标杆上网电价改为指导价。同年出台优先发电优先购电政策，将优先发电价格分为“保量保价”和“保量限价”，只有在保障小时数以内电量才能以政府定价收购，其他电量参与市场化交易。指导价政策的施行，标志着以竞争的方式配置风光项目和竞价上网成为新能源行业新趋势，新能源市场化进程进一步提速‌。在这一阶段，项目开发以竞争性配置方式为主，上网电价是重要竞争条件，倒逼行业加速迈向平价上网阶段。截至2020年底，我国新能源装机达5.3亿千瓦，是2018年底的近1.5倍，特别是2020年受平价前抢装潮影响，风光装机呈井喷式增长。

平价与竞价阶段（2021-2023年）：自2021年起，中央财政对新备案集中式光伏、工商业分布式光伏和新核准陆上风电项目不再补贴，实行平价上网。2022年，海上风电国补政策也随之正式退出。2023年，新能源入市节奏提速，市场化交易由“保量保价”迈入“竞量竞价”。2023年12月22日，山西新能源作为全国首个现货市场正式转入运行，并以“报量不报价”方式参与市场。从多个不同省份竞价水平看，风光的实际结算价格相较标杆电价都有一定程度降低。比如2023年山西省风电、光伏全年结算均价分别为0.276元/kWh、0.245元/kWh，均低于燃煤标杆电价0.322/kWh。在这一阶段，随着电力市场化交易的推进，以“燃煤基准价”收购对应的保障小时数逐年减少，平价和低价上网时代全面到来，对新能源开发的区域选择、项目筛选和成本控制等提出了更高要求。截至2023年底，新能源装机达10.5亿千瓦，是2020年底的1.98倍，年均复合增长达25.57%。

全面市场化阶段（2024年至今）：自2024年4月1日起电网公司不再承担新能源电力的全额收购义务，而是转向保障性收购，这也意味着新能源电量难以全额上网，企业需要通过市场交易自行销售部分电量。136号文以2025年6月1日为节点“新老划断”，区分存量和增量，差异化推动新能源全面入市，全面利用市场化交易手段促进新能源高水平消纳。在这一阶段，新能源开发呈现明显的基地化、融合化、精细化特征，传统的粗放模式已无法适应新的竞争形势，必须推动开发理念、策略、模式、交易、成本等多维升级，方能在激烈的市场竞争中占据一席之地。截至2025年3月底，我国风光装机达14.7亿千瓦，首次超过火电装机（14.51亿千瓦），具有里程碑意义。

表  风电上网电价政策演变

图  光伏上网电价政策演变

全面入市背景下新能源投资面临四大挑战

挑战一：项目评估难度加大

在136号文出台前，新能源电量普遍采取“保障性收购+市场化交易”的运作方式。而随着新能源全面入市，新能源电站的收益结构将从“保障性收入（为主）+市场交易收入”转变为“市场交易收入（为主）±差价补偿收入”，在“量价皆不保”的情况下，原有经济评价模型已被颠覆：在电量方面，增量项目机制电量规模依据各省非水电可再生能源消纳责任权重完成情况动态调整，单个项目申请纳入机制电量的比例及执行期限也面临不确定性，未纳入机制的电量需通过参与现货交易自行销售，全生命周期上网电量难以准确估算；在电价方面，增量项目机制电价通过全省竞价确定，在竞价上限按从低到高排序入选，并非单一、固定的价格，且136号文鼓励“适当放宽现货市场限价”，预计在经济相对发达、工商业尖峰电价水平高的地区，现货价差会进一步拉大。因此，面对机制电量、机制电价、交易价格等多个不确定变量，亟需构建新的投资评价模型，将机制电价、现货交易等纳入分析，提高经济性评估可靠性。

挑战二：收益下行风险加剧

对于存量项目，价格对标燃煤基准电价，量价较有保障，预期相对稳定。但对于增量项目，机制电价由市场竞争形成。各省份考虑到本地经济发展、工商企业的竞争力等因素，不大可能设置高竞价上限，以免推高本地区社会用电成本。而参与竞价的新能源企业为提高入选机制电量概率，也会降低收益预期，不大可能报出高价，这就决定了机制电价很可能出现“上限不高、下限偏低”的情况。而且按照136号文政策初衷，差价结算机制主要起“软托底”作用，差价结算费用纳入当地系统运行费用。但是面对基数庞大、增速保持高位的新能源装机规模，在终端电价不能大幅上涨的底线约束下，差价结算机制能否持续给新能源项目收益“上保险”、发挥保障效力也面临变数。另外，新能源的发电高峰与需求侧高峰往往并不匹配，其出力与现货价格呈负相关。伴随着现货市场建设的提速，预计“负电价”会愈发频繁，让新能源项目收益“雪上加霜”。

挑战三：上网消纳压力抬升

今年一季度，我国风光装机历史性超过火电装机，在全国发电总装机中占比达到43.2%，在全社会用电量中占比达到22.5%。面对海量新能源全面入市，部分新能源装机占比高、经济相对欠发达的地区，受本地用电负荷不旺盛、外送通道能力有限、灵活性调节资源不足、新能源发电与负荷不匹配等因素制约，弃风弃光率呈升高趋势，限电愈发严重。2024年，全国风电、光伏平均利用率分别为95.9%、96.8%，相比2023年风电、光伏平均利用率97.3%、98.0%，消纳情况均有所下降；青海省2024年风电、光伏利用率分别为92.8%、90.3%，双双低于95%。随着新能源装机持续快速增长以及消纳红线降至90%，新能源消纳压力预计进一步凸显。负荷端消纳压力的加剧，也在倒逼新能源企业在源端项目开发时，更加关注负荷资源，从过去“资源为王”的单一模式逐步转向“负荷为王”的融合模式。

挑战四：交易能力亟待加强

过去风光项目以发电量最大为目标，全电量入市后则需要同时兼顾发电量和电价的交易收益最大化。136号文提出，原则上2025年底前各地应开展现货连续结算试运行。随着全国各省级电力现货市场建设全面铺开，不少省份不再对中长期签约比例进行限制，或者直接取消中长期市场签约比例要求，大量新能源电量将暴露在现货市场。在现货限价拉开趋势下，市场价格波动会增大，更加考验企业电力交易的策略与能力。目前大型电力央企已设立专门的电力营销部门，组建地方性售电公司，加强电力交易数字化平台建设，建立健全多层级电力营销体系。而大多地方国有或民营公司缺乏专业团队和数字化工具，尚未形成集市场分析、发电预测、交易策略、客户关系和风险管理等于一体的电力营销体系，在现货市场、辅助服务市场竞争中处于被动不利局面。

五大策略应对新能源投资新形势

面对新能源全面入市对项目投建营带来的影响和冲击，新能源企业需要摒弃以往“规模冲动”和“固定电价”思维，坚持“深耕细作”“精细运营”的经营理念，制定有针对性的投资策略，打好全过程管控“组合拳”，努力实现量的合理增长和质的有效提升，推动新能源投资业务持续高质量发展。

策略一：聚焦区位优先，把好投资“方向盘”

新能源全面入市引发项目收益模型与收入结构发生了根本性变化，也导致项目遴选的底层逻辑不同于以往。在同一个区域（省级电网）内，新能源场站的电价交易水平与资源禀赋、电力供需、节点位置、电网可调度性等密切相关，如何筛查获取优质资源，是追求实际交易结算价格高于市场交易均价甚至机制电价的关键所在：一是在区位选择上，尽量聚焦用电量大、新能源装机占比低的省份，譬如长三角、珠三角、京津冀、长江经济带等中东部经济比较发达、用电负荷旺盛的地区；二是在开发方向上，应优先开发风电，优选开发光伏，优配一体化项目，在风光资源、土地资源丰富的西北地区，推动风光火“热”（光热）等多能互补开发，在西南地区布局风光水储一体化项目，充分利用各类电源互补互济特性，优化发电曲线，尽量与市场电价波动相契合；三是在接入条件上，优先选择在工业大市周边布局，积极布局“沙戈荒”大基地项目，并接入负荷中心变电站或者主网架，尽量避免在电网末端接入；四是在源网荷储一体化项目开发上，重点面向电力保供压力大、新能源占比高、电力市场开放度高、峰谷价差大的省份储备资源，实现稳步开发。

策略二：秉持成本领先，打好投资“主动仗”

按照136号文要求，增量项目机制电价通过省级竞价形成，其上限会考虑绿色价值，下限参考成本。由此预见，度电成本能更客观反映项目的市场竞争力，并指导制定项目报价交易策略：一是在前期开发阶段，大力压缩非技术成本。过去在量价有保障的情况下，投资方往往采用收益率倒推方式，将一部分盈利空间拿出来，通过支付产业配套费、居间费、土地租金、特许经营费等，以获取项目建设指标。而在全面入市的背景下，首要就是压缩这些非技术成本，引导新能源投资回归合理的利润水平；二是在工程建设阶段，全力做好设计优化，科学开展组件、风机和塔筒等主设备选型，加强设备集中采购，创新施工安装工艺，强化区域内同类项目造价对标，全方位降低工程造价。以光伏电站为例，一味追求高转化效率、高发电量或许不再是最佳选择，如何寻求高电价时段的发电量优化更为关键。这就要求设备选型需要更匹配电力负荷曲线，在转化效率、经济成本、弃电率等指标之间寻求平衡，降低初始设备投资；另外相较于以往最佳倾角安装方式，按一定比例采用垂直安装，能更有效改善出力“鸭子曲线”，提升早晚出力，降低午段出力，提升整体发电收入；三是在生产运维阶段，充分利用数字化智能化技术，加快智慧化调度体系建设，加强实时数据监控与分析，积极应用无人机巡检、红外热成像检测等高效先进运维技术，着力打造“集中监控+区域检修+场站无人值守”的运维模式，减少运维人员，降低运维成本。

策略三：坚持负荷为王，提升投资“话语权”

新能源已迈过补贴时代的“路条为王”、平价时代的“接入为王”，进入到市场化交易时代“负荷为王”的阶段，谁拥有“负荷”和“用电量”资源，谁将在激烈竞争中处于有利地位。这就要求新能源企业转变市场开发理念，通过长协、绿电直供、绿电直连等方式，构建源端与荷端稳定的供需关系，锁定预期收益：一是全力抢占经济发达的负荷中心地区、工业重镇，在消纳能力强的地区加大资源投入、深挖投资机会；二是加大源网荷储、交能融合、绿色算力、零碳园区等新业态新模式探索，以“风光资源+生物质资源+港口枢纽”为驱动力，在东北、中部平原、南方沿海地区因地制宜布局风光制氢氨醇油示范项目，拓展煤电掺烧绿氨市场；与“铁公基”等交通基础设施资产持有方合作，充分利用闲置土地和空间资源，通过合同能源管理等方式，灵活推广光伏、风电、海洋能等就地开发利用，推动交通与能源基础设施一体化建设；与字节跳动、阿里云、腾讯、华为等对绿电需求大的高耗能数字企业，合作开发“新能源+智算中心”一体化项目，通过源网荷储方案对冲市场波动带来的风险；重点在电力负荷大、出口需求高且电价水平高的省份，加强与地方政府、园区运营公司等合作，共同打造零碳城市、零碳园区，通过提供分布式能源系统、节能减碳升级改造、虚拟电厂等零碳解决方案，挖掘供电侧利润，降低用户用能成本；三是主动与电力大用户、售电公司对接，通过签订多年期购电协议、参与绿色电力中长期交易、探路绿电直连等方式锁定部分收益，形成相对稳定的盈利保障。

策略四：做专电力交易，拨好投资“铁算盘”

随着电力交易日趋普遍化，提升专业“卖电”能力，确保投资收益“颗粒归仓”，业已成为新能源企业生存发展的“核心技能”：一是加快打造专业化电力交易团队。随着全国现货市场建设加快推进，各省电力交易规则也在不断更新迭代，无论是交易范围、交易频次、交易品种都愈发复杂，组建一支市场敏锐、数据分析和价格研判能力强的交易团队迫在眉睫；二是全面提升功率及价格预测精度。研究利用人工智能、模型算法和大数据分析技术，加强电力-气象耦合及功率预测、电力价格预测及市场交易、智慧运维及智慧化调控等先进技术和系统平台研发，探索开展多日、旬（周）、月、年等各时间尺度区域发电预测，提升出力预测、数据分析及市场研判能力，提高电力交易策略有效性；三要持续提升电力交易能力。根据市场供需关系、天气变化、节点阻塞情况、电价预测及自身成本特点，依托交易辅助决策系统平台，制定合理的报量报价或报量不报价策略，快速响应市场波动；与此同时要强化电价波动管理，通过签订中长期合约、套利保值等方式，对冲价格波动风险；四是灵活配置储能调节资源。在峰谷价差大、风光占比渗透率高的区域，主动按需配置储能，通过结合现货价格信号实施削峰填谷，平滑出力曲线，以获取价差收益；五是聚合分布式新能源参与交易。通过数字化平台整合分散式风电和分布式光伏资源，以虚拟电厂聚合商方式参与需求响应、辅助服务等电力市场交易。

策略五：强化能力建设，增强投资“软实力”

为有效应对日益复杂市场环境，提升项目开发整体质量，切实防范各类风险，持续提升“四种能力”显得尤为重要：一是提升政策跟踪研究与解读能力。及时研究国家及地方新能源产业政策变动趋势、省级136号文配套细则，做好政策分析解读，并传导至一线开发人员；二是提升项目策划与系统解决方案能力。市场开发人员除了需要坚持完善以往规划选址、项目评估、合规手续能力外，还需要加强与地方政府、平台公司、用能企业的广泛对接，提供综合能源、电力交易、碳证交易等系统解决方案，加强融合类、多元化项目策划；三是提升投资决策风险评估能力。重点关注土地、接入、电价波动等关键指标，建立健全区域电价预警体系，强化消纳、电价预测和敏感性分析，完善单位电量投资、度电成本、内部收益率等多维评估指标体系；四是提升项目运营监控及投后复盘能力。加强项目运营阶段交易电价、电量、成本费用等经营指标的动态监测，建立健全全周期项目评价机制，确保项目全生命周期风险受控，形成项目投资管理完全闭环。