核心观点 - 中国新能源上网电价市场化改革（“136号文”）自2025年6月1日起实施，以“机制电价”取代保障性收购，导致新能源项目收益普遍下滑，投资回报周期拉长，迫使发电企业调整投资策略并加速向市场化转型 [1][4][14] 政策与机制概述 - 政策以2025年5月31日为界划分存量与增量项目，存量项目机制电价在0.26元/度至0.45元/度之间，增量项目必须全电量参与电力市场交易，其机制电价通过年度竞价确定 [1][4] - 机制电价竞价采用“报价从低到高”排序出清，以最后一个入选项目报价作为统一机制电价，但不得超过设定的竞价上限 [9] - 新能源发电收入分为两部分：机制电量部分按机制电价与市场均价差价结算（“多退少补”），机制外电量部分则完全按市场交易价格结算 [12] 机制电价地域与品类差异 - 增量项目机制电价地域差异显著，呈现“南北梯度”：上海风光电价均达0.4155元/度，北京为0.3598元/度，贴近当地煤电基准价；而资源丰富地区电价大幅低于煤电基准价，如山东光伏机制电价为0.2250元/度，比当地煤电价0.3949元/度低约43%，新疆2026年光伏电价低至0.1500元/度 [3][5] - 光伏与风电机制电价出现“品类分化”：上海光伏电价0.4155元/度比山东0.2250元/度高约84.67%，新疆光伏电价0.1500元/度仅为上海的三分之一左右；风电价差亦明显，新疆最低0.1950元/度，重庆、湖北、浙江等地接近0.4000元/度 [3][5] - 部分省份形成中间价区域，如云南风电、光伏电价分别为0.3320元/度、0.3300元/度，河北电价保持在0.3300元/度到0.3500元/度之间 [5] 定价逻辑与影响因素 - 高电价地区原因：负荷需求高但新能源资源禀赋不足的地区（如上海）为推动本地绿电发展而设定较高电价；部分省份为完成消纳责任权重考核或固定资产投资任务也推高电价；部分地区存在新能源企业“组团报价”行为 [6] - 低电价地区原因：新能源资源丰富、本地消纳能力有限的地区（如甘肃、新疆），高比例装机导致现货市场价格走低，进而拉低机制电价 [6] - 光伏电价普遍低于风电的原因：光伏出力具有间歇性与正午集中性，与负荷高峰错配，导致现货市场边际出清价格较低；部分区域光伏装机供给过剩，竞价激烈；光伏集中出力加剧电网波动，产生更高的系统平衡成本，在市场化结算下电价被压低 [7] 对发电企业的影响与应对 - 项目收益下滑，回本周期拉长：山东某分布式光伏项目回本周期从6.5年拉长至8年；山东某陆上风电项目回本周期从8-9年拉长至12-13年 [1][15] - 投资态度转向观望：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，等待各地细则落地并研判盈利空间后再做决策 [14] - 竞价策略以“保入围”为首要目标：为规避全额市场交易风险，发电企业在竞价中普遍采取低价策略，形成价格踩踏，如山东光伏企业秉持“少亏就是赚”心态，报出成本底线价以确保入围 [13][16] - 业务模式转型：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，优先选择消纳能力强的区域，并与用电企业签订协议提前锁定消纳量 [21] - 提升电力交易能力：企业通过精细化管理控制成本，并着力开发靠近负荷中心的项目，以应对市场化挑战 [20] 对电力市场与用户侧的影响 - 用户侧用电成本可能下降：新能源全面入市加剧竞争，带动上网电价降低，其降幅可能超过因差价结算而增加的系统运行费，最终降低终端企业用电价格 [22] - 短期可能加剧负电价现象：海量低价新能源电量涌入市场会压低现货边际电价；同时，差价结算机制隔离了价格波动风险，使得新能源主体更倾向于在电力过剩时段报低价甚至负价以确保出清，获取稳定收益 [23] - 光伏项目难以参与中长期交易：光伏发电的随机性与不可控性导致买方面临较大偏差考核风险，使得光伏项目很难找到中长期合约买家，例如2024年全年山东省无任何光伏场站主动参与中长期合约交易 [19] 行业发展趋势 - 机制电价为过渡性政策，最终目标是全面市场化，新能源企业的市场交易能力将成为收益差异的主要因素 [18] - 部分项目类型将逐步退出机制电价保障：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，预计其他省份可能跟进 [17] - 长期看，结算机制有望引导资源高效配置，增加市场理性，推动负电价现象缓解 [24]