政策核心与影响 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”是核心政策，要求2025年5月31日后并网的新能源增量项目全面参与电力市场交易，并设立“机制电价”作为保障，取代以往的保障性收购制度 [2] - 政策以2025年5月31日为界，划分存量与增量项目，存量项目电价区间在0.26元/度至0.45元/度，增量项目电价需通过各省市组织的自由竞价确定 [4] - 政策实施后，新能源发电企业的电量收入由两部分构成：按“多退少补”原则进行差价结算的机制电量收入，以及完全由市场决定的机制外电量收入 [17][20] 机制电价地域差异 - 全国20余个省份已公布机制电价，新能源增量项目的机制电价呈现显著地域差异，最高与最低电价差距超过一倍 [3][4] - 部分经济大省机制电价贴近或等于当地煤电基准价，例如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [6] - 新能源资源丰富地区机制电价大幅低于煤电基准价，例如2026年新疆光伏电价低至0.15元/度，较当地煤电基准价0.250元/度低40%；山东光伏机制电价为0.225元/度，比当地煤电价0.3949元/度低43% [5][7] - 云南、江西、河北等省份形成中间价区域，电价介于高低价区之间，例如云南风电、光伏电价分别为0.332元/度、0.33元/度 [7] 电价差异形成原因 - 竞价结果反映了不同地区对未来新能源发展的规划和当前市场竞争程度，负荷需求高但资源禀赋不足的区域（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高 [8] - 新能源资源丰富、本地消纳能力有限的区域（如甘肃），因高比例新能源装机导致现货市场价格走低，新增项目机制电价相应偏低，甘肃“风光同场”项目电价低至0.1954元/度 [8][9] - 光伏与风电的机制电价出现“品类分化”，在山东、辽宁、湖北等省份，光伏竞价结果明显低于风电，原因包括光伏出力集中导致现货市场边际价格低、装机供给过剩引发激烈价格竞争、以及其较高的系统平衡成本通过价格信号反馈至发电侧 [9][10] 竞价规则与市场行为 - 增量项目机制电价由各地每年组织竞价确定，按照“报价从低到高”排序入选，以最后一个入选项目报价作为所有入选项目的统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [11] - 为确保入围机制电量，发电企业在实际竞价中普遍采用低价策略，形成价格竞争，进而使得机制电价进一步降低，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [20] - 由于光伏发电的随机性导致其难以在中长期电力市场找到买家（例如2024年全年山东省无光伏场站主动参与中长期合约交易），因此项目方更倾向于争相报低价入围机制电价保障范围 [28] 行业影响与企业应对 - 机制电价实施导致项目收益下滑，回本周期拉长，例如山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年，某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [2][21] - 收益下行影响了发电厂的投资积极性，不少发电集团对新能源项目投资持观望态度，尤其是光伏领域，需等各地细则落地并综合研判盈利空间后再做决策 [21] - 企业投资策略发生调整，部分企业将业务重心从全电量上网项目转向高比例自发自用的负荷资源项目，更看重项目消纳能力而非屋顶面积 [29] - 行业出现结构性调整，山东宣布自2027年起，户用非自然人分布式光伏项目将正式退出机制电价竞价范围，必须全量进入电力现货市场，这被认为是过渡性政策下的必然趋势 [23][24][25] - 新能源发电企业的市场交易能力将成为其收益差异的主要因素，公司需要通过精细化管理、控制成本、提高电力交易能力，并着力开发靠近负荷中心的项目来应对新环境 [25][28] 对终端用电成本的影响 - 机制电价实施后，用电企业承担的系统运行费会因差价结算而有所上升，但新能源全面入市加剧市场竞争，叠加技术迭代推动产业成本下降，将带动上网电价降低 [30] - 尽管系统运行费上涨，但上网电价的降幅可能超过其涨幅，最终可能降低终端企业用电价格，例如假设上网电价降0.04元/度，系统运行费涨0.01元/度，则企业总电价下降0.03元/度 [30] - 新能源电量全部入市短期内可能加剧负电价现象，因为海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价，且收益保障机制使新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略以确保入围 [30][31]