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发布：2025-01-01 · 事件：2025-01-01

近日，各省136号文落地实施之后，新能源实际的电价结算情况陆续出炉，行业发现，实际情况与此前行业的理解存在若干偏差。 这其中既涉及结算电价的计算逻辑、机制比例的实际兑现等维度，更进一步的是，新能源投资企业认知到，机制电价政策实际上并不能作为项目投资收益测算的“压舱石”，对于增量项目如何投决，仍是当前行业面临的现实困境，且没有更好的路径。 在这样的背景下，电力央国企的新能源投资持续下滑，全面入市正深刻影响行业投资与运营预期。

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近日，各省136号文落地实施之后，新能源实际的电价结算情况陆续出炉，行业发现，实际情况与此前行业的理解存在若干偏差。 这其中既涉及结算电价的计算逻辑、机制比例的实际兑现等维度，更进一步的是，新能源投资企业认知到，机制电价政策实际上并不能作为项目投资收益测算的“压舱石”，对于增量项目如何投决，仍是当前行业面临的现实困境，且没有更好的路径。 在这样的背景下，电力央国企的新能源投资持续下滑，全面入市正深刻影响行业投资与运营预期。 偏差一：实际结算电价计算逻辑重构 实际上，在今年136号文真正执行之前，行业的普遍共识是，机制电量作为政策保底部分，可按固定机制电价锁定收益，剩余电量参与市场化交易，整体收益是可线性测算、波动可控，机制电价也成为新能源新项目投资、存量项目收益评估的核心稳定锚。 行业预期： 总电费=机制电量×机制电价+非机制电量×市场交易电价 但在真实结算中，结算情况如下: 差价结算金额 = 实际上网电量×机制比例×（机制电价−市场均价） 总电费=市场化交易总电费+差价结算金额 可以看到的是，根据上述结算方式，所有电量都需进入市场，获得市场交易价格，机制电价政策是在此基础之上，给机制电量部分一个差价结算，来得出最终的电价。 这其中，相当于全部电量都需要进入市场，势必会拉低新能源场站的电价水平。实际上，市场化交易电价部分不同项目的差别可能非常大，这主要受节点电价与交易水平的影响。 另一方面，光伏們了解到，部分省份对于 “市场均价” 的界定存在差异。在光伏們的调研中，有投资企业指出，交易中心参考的市场均价以中长期交易电价为标的，导致市场均价偏高，差价结算部分反而为负数，进而拉低了实际电费，“但该省份在去年已经实现了现货市场连续运行，结算电价出来之后，多家发电企业也在跟交易中心沟通这一问题”。 如何界定市场均价的参考标的，这一点其实在136号文中有明确规定，“ 电力现货市场连续运行地区 ，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定； 电力现货市场未连续运行地区 ，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定”。 但对于光伏而言，发电侧实施市场同类项目加权均价还面临集中式与分布式的差距，一般而言，集中式光伏电站的交易电价是高于分布式光伏的。 可以看到的是， 价差兜底 仅作用于机制电量部分 ，且锚定区域市场均价，在不同季节与不同负荷条件下，会存在较为剧烈的波动。譬如上述提到的案例中，如果场站的交易电价高于机制电价，叠加区域市场均价偏低，差价结算部分为负，会导致 场站实际到手结算电价，低于自身市场化交易电价 ，形成高价交易反而收益缩水的反常现象。 偏差二：限电加剧，进一步削弱了机制电价的保障作用 在136号文顶层设计与各省配套文件中，均明确各类新能源项目固定机制保障比例，成为行业对冲市场化风险、稳定收益的核心抓手，机制保障比例也成为了新能源投资测算的核心数值之一。 但实际上，机制电量是严格按照实际上网电量核算，即机制电量=实际上网电量×机制比例 。发电量与上网电量存在本质区别，如果电站因电网消纳不足、调峰需求、通道受限产生的弃风、弃光电量，无法计入实际上网电量， 全部不纳入机制电量保障范围，也就无法享受机制电价 。 从2025年开始，全国范围内新能源的限电形势愈发恶化，详见《 调研||全国31省市光伏电站实际利用小时数一览 》。在此背景下，机制比例实际上形同虚设，限电率越高，机制电量兑现的缺口越大。 随着限电常态化，基于“全额消纳、机制比例足额兑现”搭建的前期投资测算模型，实际上是脱离行业实际情况的，也进一步弱化了新能源投资企业的开发意愿。电价、限电已经成为了影响2025年新能源发电企业盈利的最大挑战。 偏差三：机制电价“稳”光伏电站投资的力度有限 136号文明确对存量新能源项目实行平稳过渡政策，行业初期普遍预判：存量项目延续原有收益保障逻辑，机制电价对标原有标杆电价，收益基本平稳，全面入市不会大幅侵蚀存量资产收益。但实际结算执行中，存量与增量项目统一适用差价结算规则，部分项目的电价降幅超过了行业预料。 在之前的调研中，光伏們了解到，某西南省份的央企持有的 光伏电站 2026 年 1 — 2 月 结算 均价在 0.2 元 / 度左右，相比该省 0.35 元 / 度 左右 的燃煤标杆电价，相差甚远。 “对比去年同期大部分场站的电价都明显下滑，个别场站降幅甚至高达 70% 左右。” 关于 136 号文落地执行后带来的电价差价预期，并不仅仅发生某一省份，光伏們在跟踪山东工商业光伏结算电价时发现，大部分工商业光伏上网电价在 2026 年一季度也出现了较大幅度的下降，甚至受春节影响， 2 月的结算电价为负数也是常见的。 整体来看，机制电价政策仅仅是一层 “安全垫”，在全面入市的背景下，机制电价也难以兜住市场化带来的绝对冲击，电价水平仍需视当地的电力供需以及发电曲线而定。 多重因素影响之下，市场已经用脚投票——增量项目 受 电价不确定性加大了投决测算难度，存量项目的大范围亏损则更进一步的 印证了 收益风险，这也导致光伏项目投决过会越来越难，多家 企业已经叫停单一的光伏电站投资。 136号文作为新能源全面市场化改革的纲领性文件，顶层设计兼顾转型节奏与产业实际，但在落地执行层面，受电力供需结构、现货市场波动、区域执行细则、新能源消纳压力等多重因素影响，在部分省份，机制电价政策很难成为稳定收益的锚定作用，尤其是针对光伏电站投资。