证券时报记者 刘灿邦
今年初，国家发改委、国家能源局联合印发《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，下称“136号文”），旨在推动新能源上网电量全面进入市场，新能源电价机制向全面市场化转型。
随着“136号文”实施时点临近，对行业的影响日益显现。由于未来电价不确定性增加，项目收益率有下降风险，新能源开发企业观望情绪较浓。业内对于新能源行业硬着陆，装机规模断崖式下降也有所担忧。
记者与多位业内人士进行了交流，业内普遍认为，“136号文”实施后，新能源电站开发有望步入全过程精细化管理时代，开发运营策略将成为企业竞争力的核心部分。一方面，新能源开发企业要完善前期项目选址与设计；另一方面，拓展绿证、绿电等多元交易渠道，增加收入来源。同时，开发企业应着力跟踪下游用户负荷需求，增加绿电直供比例。
电价不确定性增加
回顾新能源电价历次改革，从主要节点来看，一是2006年可再生能源法实施，明确了新能源电价由固定电价叠加补贴的方式执行；二是2021年开始普遍实施新能源平价上网。“136号文”则定调新能源上网电量全部进入市场，电价由市场交易确定。
近日，南网能源在谈到新能源入市影响时称，公司存量新能源项目短期内电价仍与各省现行电价衔接，暂未造成较大影响，并且公司在运的450多个节能降碳项目平均消纳率超过75%，由用户消纳部分电量的电价暂不受“136号文”影响。
新能源开发企业需要关注两个指标：一是机制电量；二是机制电价。根据“136号文”，增量项目的机制电量规模，根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。新能源发电项目从全额带补贴收购，变成了既不保量也不保价。
南网能源指出，新开发的新能源项目面临上网电价下降影响，公司拟投资的高消纳率项目竞争将更加激烈，受上网电价下降影响，收益率降低，对公司项目成本管控的要求更高。
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在接受记者采访时指出，保障性收购电量逐年下降，新能源参与电力现货市场形成的上网电价普遍偏低；风电和光伏大发期间，现货市场基本是地板价，尤其是光伏，因为发电“同时性较高”，在光伏装机占比大的地区，已出现长时间的负电价。
新疆博尔塔拉蒙古自治州发改委也刊文指出，根据电价政策，今年6月后并网项目将全面参与市场化竞价，光伏午间出力高峰时段电价可能降至0.1元/度以下，这将使发电行业资本金收益率从8%降至3%，逼近金融机构风险警戒线。
“如果收益率降到3%，就没人再去投资新能源项目了。”一位受访人士直言不讳地说道。记者注意到，“136号文”发布后，多家上市公司对于新能源项目的收益率仍维持较高要求。
云南能投在4月中旬的调研中表示，公司增量新能源全容量并网项目投资收益超过期望收益率，原则上项目资本金财务内部收益率（IRR）应达到8%。吉电股份(000875)在2月底的调研中也提到，公司要求新能源项目IRR不低于8%，同时，对新增项目电价研判充分考虑现货交易、弃风弃光等情况影响。
“在各地政策不断调整，电量和电价不确定性不断增加的情况下，企业的原有投资决策模型失去了基础，投资收益不确定性风险增加，导致企业无所适从，投资积极性明显下降。”秦海岩向记者指出，照此发展下去，将会严重影响新能源装机规模的持续增长，影响我国碳达峰、碳中和目标的实现。
粤电力A在近期调研中表示，新能源行业政策变化较大，公司“十五五”发展规划正在制定中，未来在风电、光伏等领域的装机容量目标仍待进一步明确。
龙源电力相关人士也向记者表示，公司将充分考虑资源情况和电力市场双重影响，调整新能源布局；优化投资决策模型，纳入机制电价、现货交易等分析，提高经济性评估可靠性；加强全周期成本控制，提升项目抵抗电价波动风险的能力。
期待政策平稳过渡
正如前述，当前新能源开发企业观望情绪较浓，主要原因是各省区落实“136号文”的细则有待出台。
上述龙源电力人士告诉记者，当前各省区尚未出台具体方案，还无法进行具体分析政策影响，但总的来看，由于新能源上网电价从固定价格转向市场化定价，收益将受电力市场供需、时段价格、区域市场差异等因素影响，但差价结算机制能够提供一定程度托底。
具体而言，新能源存量项目机制电价与现行政策衔接，通过差价结算可实现平稳过渡，短期内收益预期相对稳定。不过，增量项目机制电价需通过市场化竞价确定，且机制电量规模动态调整，收益不确定性增加，新能源运营商需参与中长期、现货及绿电交易等多层次市场，对交易策略、价格预测和风险对冲能力提出更高要求。
根据“136号文”，机制电价是为风电、光伏等新能源引入的新的电价机制，实质是一种差价结算机制。
对纳入机制范围内的电量，按照确定的“机制电价”与“市场交易均价”的价差进行结算，当“市场交易均价”低于“机制电价”时给予差价补偿，高于“机制电价”时扣除差价。通过这种“多退少补”的结算方式，提高项目投资收益预期，降低风险。
在秦海岩看来，该机制是一种可持续发展的价格结算机制。根据相关测算，要实现2060年“碳中和”目标，我国风电、光伏装机规模将达到50亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。“各省只有因地制宜，将足够规模的新能源电量纳入可持续发展价格结算机制，才能实现新能源健康持续发展。否则很可能造成新能源行业硬着陆，装机规模断崖式下降，使产业发展半途而废，错失难得发展机遇。”
值得注意的是，参与市场化交易后，由于新能源发电的度电收益改变，开发企业的收益总额大概率会下降。但中国宏观经济研究院能源研究所研究员时
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