从136号文看风光类新能源资产的价值演变

对新能源资产价值的演变过程回顾

回溯新能源资产价值演变，其本质是市场与政策驱动共同作用下，价值构成从单一成本覆盖向多元价值（容量、电量、环境、辅助服务等）扩展的过程。纵观电力系统电源价值发展历程，能源资产的上网价格机制围绕“覆盖成本，合理收益，引导投资”的基本逻辑，大体可分为三个演变阶段：

阶段一：以火电为核心的电力系统快速发展期。电价主要覆盖固定投资+变动成本+合理利润，此时经济发展需求持续增长，电力供应需适度超前，通过标杆电价/中长期定价刺激各类电源投资，保障基础电力供应。

阶段二：风光类新能源发展起步期。此时火电定价逻辑基本不变，仍然是标杆电价或中长期电价为主，开始适当通过政策体现辅助服务价值。风光新能源定价的主要逻辑为：固定投资成本+环境价值+合理利润，定价模式以电源基准电价+国家补贴为主，目的是刺激制造业技术进步、设备成本下降及新能源装机的大幅增长。

阶段三：风光新能源消纳能力出现阶段性饱和，但容量规模仍需持续发展的时期。该阶段火电主要定价逻辑变为：固定投资成本+变动成本+合理利润+辅助服务价值，定价模式以中长期电价为主+小比例现货（发挥一定供需信号作用）+容量正价值+逐步增加辅助服务品种收入。此阶段新能源首次面临全额消纳困难，其定价逻辑需覆盖固定投资成本+环境价值，因此定价模式也进一步演变：从国家补贴逐步退坡至平价，即通过中长期电价+环境正价值+容量负价值+辅助服务费用成本+少量比例电量现货价值，维持新能源适当电价水平以保障装机规模增长。值得关注的是，这一阶段因火电容量成本不足及电量供需局部失衡，各类储能开始具备市场价值。储能收入需覆盖固定投资成本+电能量价差成本+一定利润，其定价逻辑基础是：新能源部分容量成本转移+峰谷价差套利+差异化辅助服务市场机会（包括虚拟电厂调节服务）。

下一步，随着风光发展规模目标阶段性实现，新能源将在经济、安全、清洁多维度被赋予更重要的定位，电力系统发展的核心目标将变为：以新能源为主体构建公平发展的新型电力系统，各类电源（新能源、火电、储能等）需通过市场化机制实现“成本-价值”匹配。

现阶段新能源价格政策核心问题

据国家能源局最新数据，截至今年6月30日，全国风光累计装机容量已突破15亿千瓦，其中光伏上半年新增装机2.13亿千瓦，总装机历史性突破10亿千瓦，占全国发电总装机的30%以上。新能源装机速度快速增长，尽管有136号文加持，但其他配套政策架构未必完全匹配市场形势变化。经初步分析，当前转型阶段存在以下核心问题：

市场价格发现机制不健全。我国大部分省份现货市场尚未进入长周期运行，电量比例也不高，2024年现货市场电量占比不足20%，难以真实反映电力供需与时空价值。价格信号失真导致资源配置效率低下，部分地区出现“弃风弃光”与局部缺电并存的矛盾。

火电价值补偿体系不能满足新能源高速增长需求。火电作为我国新型电力系统的稳定器和压舱石，一方面其容量补偿调整速度跟不上新能源装机规模增长——尽管现行政策明确了较为合理的容量补偿标准（330元/千瓦·年），但各地实际执行比例偏低（约100—200元/千瓦·年），无法覆盖火电企业灵活性改造成本和检修运行成本；另一方面，火电的环境负外部性却未纳入价值考量和价格核算，导致绿色电源与传统电源价值匹配失衡。

输配电价机制不够精细化、公平化。现行输配电价采用“一刀切”核定方式，未区分电压等级、负荷特性及新能源消纳客观成本。新能源项目无论接入高压电网还是低压配网，均承担相同输配电价，既无法体现配网内分布式新能源就近消纳的价值贡献，也抑制了分布式新能源的投资价值。

产业协同价值未能多维度体现。例如，对于分布式光伏而言，光伏建筑一体化（BIPV）等兼具发电与建筑功能的产品，其建筑节能效益、美学价值未纳入市场价值逻辑。市场过度内卷导致企业仅关注发电收益，造成制造业产业端创新资源价值浪费。

下一步新能源政策走向趋势判断

针对当前第三阶段的问题，政策顶层设计者、行业市场主体已予以充分关注。随着风光类项目产业特点、上游技术路线、项目投资开发底层逻辑的透明化，以及新型电力系统建设的持续深化，新能源市场机制将从“保量保价”转向“量价双轨”（市场交易+差价结算），消纳模式从被动调峰转向主动调节（储能、虚拟电厂等灵活性资源深度参与），行业生态从规模竞赛转向提质增效。具体而言，可能出现五个发展趋势：

现货市场将成为核心定价机制，全面反映电量供需关系。现货市场比例将大幅提升（如从当前10%—20%提升至50%以上），通过实时电价信号（高峰高价、低谷低价）精准引导新能源出力与负荷需求的实时匹配。新能源的波动性将通过现货市场价格充分体现（如弃风弃光时电价极低，供电紧张时溢价），倒逼市场主体优化储能配置、需求响应参与，最终实现“电量价值由市场供需决定”的公平定价。

火电容量补偿机制将动态化、市场化，与新能源装机规模挂钩。针对容量补偿滞后问题，有可能建立“新能源装机增量×调节系数”的动态容量补偿标准，例如每新增1吉瓦新能源装机，同步提高火电的容量补偿0.5亿—1亿元/年。同时，“容量价格市场化+战略备用”机制可能得到支持：火电可通过拍卖未来3—5年的容量使用权获得稳定收益，未中标机组转为备用，确保调节资源与新能源增长同步匹配，避免“容量成本转嫁新能源”的不公平现象。

火电和新能源的绿色价值将通过碳市场与绿证市场联动内部化。一方面，政策可能扩大全国碳市场覆盖范围（纳入所有煤电机组），提高碳配额拍卖比例（从当前免费分配转向“免费+拍卖”），推动碳价提升，直接增加火电的碳排放成本；另一方面，绿证与碳减排量（CCER）将实现打通，新能源发电获得的绿证可抵扣火电的碳配额缺口，形成“新能源环境价值—火电环境成本”的市场化对冲，客观体现火电的负向环境价值。

输配电价将按“电压等级+消纳责任”差异化分摊，公平释放新能源发展空间。明确“谁受益、谁承担”原则：一是高电压等级（220千伏及以上）电源，因接入主网，其输电成本由全网用户分摊（与当前模式一致），其中跨省跨区新能源的输电成本大概率由受端省份用户承担（避免主网“交叉补贴”）；二是中低压配电网（110千伏及以下）分布式电源（如屋顶光伏），其输配电价需考虑对电网资源的实际占用情况，按客观电压等级输配电成本核算，由接入点所在区域的工商业用户按用电量比例分摊（体现“就近消纳”受益原则）；三是在以用电负荷为主体规划的微电网内，推动源网荷储一体化和绿电直连模式落地，通过差异化识别系统资源占用情况，公平分摊备用容量成本，解决“新能源消纳范围不清、成本转嫁不合理”的问题。

新能源“多维功能价值”将通过市场机制显性化，推动“新能源+”融合发展。以光伏为例：一方面，市场需求将推动光伏建筑一体化（BIPV）的“外观+建筑功能价值”提升，将光伏组件的建筑结构功能（如隔热、防水、承重）纳入绿建评价体系，并给予额外政策支持；另一方面，与负荷消纳特点有机融合的源网荷储一体化发展模式，将释放“能源+空间”综合开发价值，农光互补、渔光互补、交能融合等场景的融合创新设计，将通过空间复合利用收益反哺新能源成本。

综上所述，通过市场化机制重构价值分配，让新能源的“过剩电量”通过现货价格回归合理收益，让火电的“调节容量”通过动态补偿获得合理回报，让火电的“环境成本”通过各类绿色权益市场内部化，让输配电价“按需分摊”消除矛盾，最终可实现各类电源在“公平竞争”中支撑新型电力系统的良性发展。可以预见，随着136号文精神逐步被市场充分消化和沉淀，风光新能源必将在“双碳”目标引领下，进一步释放经济增长新引擎与能源安全压舱石的双重价值。