文章核心观点 - 国家发改委与能源局联合发布的“136号文”启动了新能源上网电价市场化改革，以2025年5月31日为界，此后并网的新能源增量项目需全面参与电力市场交易，通过竞价确定“机制电价”，取代了原有的保障性收购制度 [1][3] - 新政导致新能源项目（尤其是光伏）收益预期下降，回本周期显著拉长，迫使发电企业调整投资策略，部分企业暂停新项目投资或转向EPC、自发自用等业务模式 [1][13][19] - 机制电价的竞价结果呈现出显著的地域和品类价差，资源禀赋、本地消纳能力、政策目标及市场竞争程度是主要影响因素，低价竞争成为普遍现象 [2][4][7][12] - 电价改革在短期内可能加剧电力市场（如负电价）的结构性矛盾，但长期有望通过市场机制优化资源配置，并可能降低终端用户的用电成本 [21][22] 政策内容与框架 - “136号文”核心要求：2025年5月31日后并网的新能源增量项目，所有上网电量必须进入电力市场交易，并通过竞价确定“机制电价”，该价格设有上限 [1][3] - 政策划分了存量与增量项目：存量项目机制电价在0.26元/度到0.45元/度之间；增量项目电价通过自由竞价确定 [3] - 机制电价执行“多退少补”的差价结算：当市场均价低于机制电价时，电网向发电企业补差额（“少补”）；当市场均价高于机制电价时，发电企业向电网退差额（“多退”） [12] - 该机制被定位为过渡性政策，旨在逐步推动新能源全面市场化 [17] 机制电价地域与品类差异 - 地域价差显著：增量项目机制电价最高与最低差距超一倍，呈现“南北梯度” [2][4] - 高价区：经济大省电价贴近煤电基准价，如上海风光电价均为0.4155元/度，北京均为0.3598元/度 [4] - 低价区：新能源资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如新疆2026年光伏电价仅0.1500元/度，山东光伏电价0.2250元/度比当地煤电价0.3949元/度低约43% [4] - 中间价区：如云南、江西、河北等省，电价介于0.3300元/度到0.3750元/度之间 [4] - 品类分化明显：光伏机制电价普遍低于风电，且价差更大 [2][5][7] - 光伏最低价为新疆0.1500元/度，最高为上海超过0.4000元/度 [5] - 风电最低价为甘肃0.1950元/度，最高为上海、重庆接近0.4000元/度 [5] - 山东光伏竞价（0.2250元/度）明显低于风电，此现象在辽宁、湖北等省同样存在 [7] 定价逻辑与影响因素 - 资源禀赋与消纳能力：负荷高但资源不足的地区（如上海）为满足绿电需求，机制电价较高；资源丰富但消纳有限的地区（如甘肃），因现货市场价格低，机制电价也偏低 [7] - 政策与考核目标：部分省份为完成非水可再生能源消纳责任权重考核或固定资产投资任务，推高了机制电价 [7] - 市场竞争与供给：光伏装机在部分区域供给过剩，导致竞价中申报充足率过高，形成激烈价格竞争；风电装机相对受限，竞价空间较大 [8] - 技术特性与系统成本：光伏发电具有间歇性和正午集中性，出力峰值对应负荷低谷，导致现货市场边际出清价格低，且其加剧电网净负荷波动，产生了更高的系统平衡成本，这些成本通过价格信号反馈，压低了光伏机制电价 [8] - 市场操作行为：部分地区存在新能源企业“组团报价”行为，影响最终电价；为确保入围，发电企业普遍采用低价策略，形成价格踩踏 [7][12] 竞价规则与收益构成 - 竞价逻辑：各地每年组织竞价，按项目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 [9] - 收益构成：新能源发电企业电量收入分两部分 [12] - 机制电量收入：按机制电价与市场均价之差进行“多退少补”的差价结算 [12] - 机制外电量收入：按交易规则参与中长期、现货市场结算，价格完全市场化 [12] - 入围策略：为优先确保入围机制电量以获得收益托底，发电企业倾向于报出成本底线价，形成低价竞争，市场竞价行为被认为能挤出此前电价中的“水分” [12][15] 行业影响与企业应对 - 项目收益下降与投资观望：机制电价导致项目收益明显不如从前，回本周期拉长，例如山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年，不少发电集团对新能源项目（尤其是光伏）投资持观望态度 [13][14] - 企业策略调整： - 暂停或转向：部分企业暂停投资新的光伏项目，转向光伏EPC行业 [1] - 聚焦负荷与消纳：项目开发更看重消纳能力，转向高比例自发自用的负荷资源项目，与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [19] - 提升交易能力：企业开始注重提高电力交易能力，并加强靠近负荷中心的项目开发 [19] - 山东案例与政策变化： - 山东2026年竞价机制电量总规模达171.74亿度，其中光伏机制电量39.46亿度，是2025年（12.94亿度）的约3.05倍 [14] - 山东省太阳能行业协会常务副会长预判，光伏结算电价需达到0.26元/度才有可能实现微利，在0.24-0.25元/度仅能覆盖成本 [14] - 自2027年起，山东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，需全量进入电力现货市场，此政策可能被其他省份效仿 [16] - 中长期交易困境：光伏发电因随机性、不可控性，面临较大的偏差考核风险，导致很难在中长期电力市场找到买家，例如2024年全年山东省没有任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [18] 对电力市场与终端用户的影响 - 终端用电成本可能下降：虽然新能源差价结算会增加系统运行费，但新能源全面入市加剧竞争并带动上网电价降低，其降幅可能超过系统运行费的涨幅，最终降低终端企业用电价格 [21] - 短期可能加剧负电价：高比例新能源全面市场化过程中，海量低价新能源电量涌入会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了现货价格波动风险，促使新能源主体在电力过剩时段采取更激进的低价甚至负价策略以确保出清，从而可能短期加剧负电价现象 [21][22] - 长期市场理性有望增强：长期来看，结算机制能引导资源高效配置，增加市场理性，有望推动负电价现象缓解 [22]