现货市场价格信号将成为重要的投资参考因素

文｜金述

编辑｜张俏曼

《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”）落地近10个月来，全国31地已从负责保障兜底的机制电价与市场机制两大方面，发布了因地制宜的承接方案，进一步反映市场电力供需和成本变化。

具体来看，机制电价已覆盖存量与增量项目。增量项目由于全面市场化，将面临竞争高度激烈格局。地方机制电价水平也根据风光资源、负荷体量等因素，呈现东南沿海地区>西南/东北/华北地区>西北地区格局。市场主体需要深入研究地区政策及目标地电网架构，这将直接决定项目的市场价值与生存空间。

市场机制方面，各地进一步完善了中长期与现货市场交易和价格机制。目前多地对中长期交易的量价、曲线等内容均取消强制要求，逐渐淡去计划经济色彩，供需双方可自行决定合同内容，全电量按照现货价格结算。

此外，现货市场“差量结算”正式转变为“差价结算”。未来，现货市场价格信号将成为重要的投资决策参考因素，其将更真实反应市场供需。这一调整，将对市场参与者在未来电力现货市场中“电量”和“价格”的预测和调节能力，提出较高要求。而伴随136号文逐步落地，靠近负荷中心，规避阻塞节点，也将成为市场投资者新的投资定律。

至此，我国新能源实现了价补分离，发电侧80%左右的装机容量、接近80%的发电量以及用户侧80%左右的用电量进入市场，一个更加成熟、高效的中国现代电力市场体系基本成型。

▌新能源机制电价如何落地

136号文的核心任务之一是“建立健全支持新能源高质量发展的制度机制”，各地承接方案通过“全面入市+机制电价”建立新能源电价制度，前者为市场化“破冰”，后者为投资者“托底”，以此推动新能源入市交易。

全面入市的核心是两个“全部”，即新能源电量原则上全部进入电力市场、上网电价全部通过市场交易形成。机制电价并非市场内的价格，而是一个由政府设定、在市场外进行差价结算的保障性价格，相当于政策性的安全气囊。在新能源完全能养活自己之前，通过机制电价进行差价结算，支撑行业平稳过渡。这一“放开市场、兜住底线”的设计，既赋予了市场在资源配置中的决定性作用，又体现了政府维护行业发展的审慎考量。

“136号文”将承接细则的制定权下放至省级单位，总体来看，2025年5月31日并网前的存量项目普遍采取了“保基本、留空间”的思路。机制电量规模方面，大部分省份根据项目性质、是否带补贴、接入电压等级等因素，对机制电量比例进行限制。

按项目性质来说，集中式项目发电量规模大，若高比例纳入机制电量会挤压市场化交易空间，各地普遍降低集中式项目比例，如河北南网集中式风电和光伏发电项目比例分别为70%、40%，广东集中式光伏为50%。

分布式光伏、分散式风电发电、扶贫光伏、光热发电等带有政策扶持或技术推广属性，大部分省份将其全部上网电量纳入机制电量，而湖北等地，出于平衡市场空间的考虑，将分布式光伏机制电量比例稍降至80%。

补贴项目此前已享受财政补贴，收益稳定性较强，所以纳入机制电量的比例较低；而平价项目无补贴支撑，需通过较高的机制电量比例保障基础收益，如新疆补贴类存量项目机制电量比例30%，平价项目则提高至50%。

机制电价方面，大部分省份锚定燃煤基准价，在0.25-0.45元/千瓦时之间浮动，其中广东机制电价相对较高，为0.453元/千瓦时。

执行期限方面，各地普遍设置为达到全生命周期合理利用小时数对应月份与投产满20年对应月份较早者确定。

2025年6月1日并网后的增量项目则完全市场化、竞争加剧。

机制电量规模方面，单个项目可以纳入机制电量的比例上限多数在80-90%之间，但总电量规模的机制比例普遍偏低。

机制电价方面，根据中信证券研究，竞价上限多数对标存量项目机制电价，但竞价下限较存量项目机制电价折价幅度超过40%。

执行期限方面，部分地区分类确定执行期限，如广东、海南明确海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。

伴随着各地136号文执行细则的落地，从竞价结果来看，大多数地区光伏机组收益均存在下降的预期。山东收益率偏低，其风电、光伏项目机制电价为0.319元/千瓦时、0.225元/千瓦时，较山东煤电基准价分别下降19.2%、43%。广东、江西等地机制电价最高，但项目多为分布式项目，同时受到分布式新规的约束，能够直接并网的项目容量并不高。

尽管各地新能源入市机制不一，但依然呈现出一定的规律性。

在风光资源得天独厚的西北地区，承接方案更侧重于如何高效消纳巨量绿电。这些省份的市场建设往往与大基地项目紧密挂钩，政策选择压低机制电价，比如蒙东、蒙西暂不启动增量机制，旨在通过市场化倒逼“低度电成本+跨省交易”破局。

在用电负荷集中、市场机制相对成熟的华东、华南地区，电价承受力相比西部高，加之强绿电需求，政策以高保障电价吸引投资。

对于一些资源条件中等、正处于能源结构转型关键期的省份，其细则则体现出明显的“过渡”色彩，其在市场准入和保障机制之间寻求平衡，可能设置更长的政策缓冲期，或分阶段、分批次地推进项目入市，旨在为本地新能源产业和电力市场的平稳发展赢得时间。

▌市场机制如何完善

136号文的核心任务之二，在于通过“完善现货市场交易和价格机制”、“健全中长期市场交易和价格机制”，推动新能源上网电价全面由市场形成。各地承接方案同步协同，并将辅助服务与容量补偿机制进行了配套升级，分别解决系统的调节能力与容量充裕问题，从而全方位支撑电价由市场形成。

综合来看，各地配套文件在市场机制完善方面呈现以下特点。

一是松绑刚性约束，提升中长期交易灵活性。

新能源发电有波动性与预测不确定性，若强制要求高比例签约，易使新能源企业在现货市场中陷入被动。辽宁、山东等多地136号文承接方案，对新能源中长期签约比例的强制解绑，提出允许供需双方自主确定新能源中长期合同的量价、曲线等内容，推动中长期合约从一种物理执行计划，回归为一种金融风险对冲工具。

同时，放开中长期结算参考点选择。当前，多数省份的电力现货市场结算未能体现输电阻塞带来的空间成本差异，为更精准地反映这一价值，辽宁、山东等地的方案允许市场主体自行选择结算参考点。这实质上是将“位置价差”这一关键价格信号引入市场，使其能真实引导电源投资向负荷中心或电网通畅区域布局，从源头优化资源配置。

二是现货市场“差量结算”调整为“差价结算”。

原“差量结算+物理执行”模式下，中长期合同占据电力交易的主导地位，现货市场仅作为偏差调节工具。比如电厂80%的电量都按中长期合同的计划价结算，只有20%的偏差电量按现货价算，相当于菜市场里80%的菜按预定价卖，20%按市场价卖，这就导致现货价被计划电量稀释，哪怕实时供需紧张，现货价上涨也只能影响少量电量，市场价再高也没法反映整体供需。

而“差价结算+金融对冲”模式下，现货市场从“偏差调节配角”变成“核心定价主角”。所有电力都按现货价结算，中长期合同只负责“对冲价格风险”。这种情况下，现货价能全面反映真实供需状态，也能让新能源项目直接对接现货市场——比如新能源发电按现货价结算，机制电量对应的“保障价格”通过中长期合同补差价，实现与市场化结算机制的无缝衔接。

简单来说，调整的核心是让现货价从“小众调节价”变成“全量定价基准”，既解决了原模式下现货价格信号失真的问题，又通过中长期合同的金融属性保障了市场主体的收益稳定性。

三是完善容量补偿和运行成本补偿机制。

新能源的大规模入市压低了平均电价，导致火电、储能等可调节机组难以收回高昂的固定成本与变动成本，面临被市场挤出风险，而灵活性资源作为保障电力系统安全稳定、促进新能源消纳的核心支撑，其定价机制缺失会加剧电力市场资金缺失（missing money）与市场缺失（missing market）问题，这不仅加剧了电价波动，更威胁到电力系统的长期供电安全。

为应对此挑战，甘肃省明确，市场初期，煤电机组、电网侧新型储能容量电价标准暂按每年每千瓦330元执行，执行期限2年；内蒙古给出“度电0.35元、一年一定、补偿10年”的容量电价承诺，山东对新型储能进行“容量补偿+市场交易”探索，在国内率先建立独立储能电力现货市场交易机制。

这些政策通过建立或优化发电侧容量补偿机制，确保新型储能的经济性，可保障系统长期容量充裕；同时，合理测算各类型机组启动成本、空载成本和电能量边际成本等，对现货市场收益无法覆盖的成本进行补偿，可确保经营主体的变动成本能够全部回收。

中长期与容量市场的合理调整，是确保现货价格真实性与有效性的前提。这一被“校准”的价格信号，不仅为新能源提供了对冲波动、锁定收益的工具，更为其投资决策与运营策略提供了清晰、可靠的市场依据，引导行业从粗放增长转向精耕细作。

▌136号文改变新能源投资决策

那么，电力市场如何具体作用于新能源投资决策？

在一个成熟的电力市场中，新能源项目的收入主要来自三大板块：电能市场收入、辅助服务收入与容量机制收入，但其权重分布极不均衡。

电能市场收入为核心主体，包括中长期差价合约收入和电力现货市场收入。

辅助服务收入方面，目前新能源主要是辅助服务费用的分摊者，为净支出项，随着市场规则完善，不提供调节能力的新能源将既不收费也不分摊，而能够提供调频等服务的，则将获得相应收入。

新能源的容量机制收入占比极低，由于新能源在电网最需要电力时提供的有效容量贡献很低，因此从此渠道获得的收入将非常有限。因此，在成熟市场中，新能源的绝大部分收入将来自于电力现货市场。对新能源项目进行收入预测，本质上就是对其未来在电力现货市场中的“电量”和“价格” 进行预测。

在过去的“保量保价”模式下，我国光伏装机的增长并非完全受到收益率驱动，各地政府的规划对当地光伏装机有直接影响，尤其对于集中式项目。

但现在，随着136号文逐步落地，现货市场价格信号将成为新能源投资决策的重要参考。换言之，过去，新能源收益主要看发了多少电。现在，收益则看在何时、何地，发出了多少电，位置的重要性被提到了前所未有的战略高度，直接决定了项目的“市场价值”和“生存空间”。

“量”的预测，不再是简单的资源越好、发电越多，而是受到整个电力系统的平衡能力和输电通道限制的制约；“价”的预测，电价由反映整体供需关系的边际价格和反映电网拥堵程度的阻塞价格共同决定。

具体来说，其一，靠近负荷中心，可以获取更高电价。电力无法廉价远距离传输，在现货市场下，电价每时每刻、每地都在变化，负荷中心的电力需求大，供需关系紧张，因此实时电价通常远高于边远的发电基地，一个在沿海城市附近的光伏电站，其每度电的价值可能远超西北基地的电站，即便后者的光照时间更长。

其二，规避阻塞成本，确保电力送达。电网像高速公路，会发生拥堵。如果电站建在电网薄弱、易拥堵的节点，其电力可能无法外送，或被征收高昂的“拥堵费”（阻塞电价），导致 “有电发不出”或“发电也不赚钱”。明智的投资选址必须考虑电网结构，优先选择网架坚强、输电通道通畅的区域。因此，未来新能源投资决策不能只盯着单个电站的风光资源，而必须立足于对整个区域电力市场的供需形势、运行规则和价格形成机制进行系统性分析和预测。

关于我国新能源未来装机增长趋势，业界业界尚未形成统一预判。当前，电力现货价格已为新能源投资决策提供了重要参考依据，但该价格信号能否被地方政府有效采纳仍存不确定性，现阶段新能源装机规模仍较大程度上依赖地方政府规划主导。

作为引导资源优化配置的核心抓手，价格机制的有效运行是衔接新能源发展进程、保障产业平稳演进的关键支撑。期待各地充分释放价格信号的导向效能，精准耦合新能源装机规划与市场需求，推动新能源产业在规划引导与市场驱动的协同作用下稳步发展，为能源转型与可持续发展注入持久动力。