※ 隨著2025年初可再生能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制（136號文）的正式啟動，這個全球最大的風電和光伏市場正式告別了傳統的固定電價時代，全面擁抱市場化定價機制

※ 2025年作為集中式光伏裝機高峰年已落地成真，全年光伏新增裝機317吉瓦（交流側）刷新歷史峰值；2026年起行業(yè)告別野蠻增長，進入理性發(fā)展周期，2026～2034年光伏年均裝機量將回落至209～270吉瓦，高質量發(fā)展成為核心主線

※ 步入2026年，2025年6月1日后投產的增量項目已成為市場主流，相較于存量項目，這類項目面臨的市場不確定性顯著攀升，盈利難度大幅提高

※ 短期看，2025年的搶裝高峰是政策驅動的慣性，2026年后的穩(wěn)步發(fā)展才是市場化競爭的常態(tài)。風電憑借更優(yōu)的經濟性和更低的風險，將成為近期投資的重點。光伏雖然面臨收益擠壓，但長期成本優(yōu)勢（預計2032年后低于風電）和技術迭代紅利（2030年前后的翻新改造周期）仍然值得期待

2026年伊始，中國多個省份在電網代理購電價格公示中，新增了“新能源機制電量差價電費”這一細項。中國能源領域媒體評價，這場覆蓋全國主要用電區(qū)域的價格機制調整，如同一張精準的“價格地圖”，勾勒出中國新能源從“政策保底”全面邁向“市場定價”的轉型軌跡。站在行業(yè)發(fā)展節(jié)點回望，2025年中國可再生能源產業(yè)迎來一個歷史性的轉折點。隨著2025年初可再生能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制（136號文）的正式啟動，這個全球最大的風電和光伏市場正式告別了傳統的固定電價時代，全面擁抱市場化定價機制。這一變革不僅標志著中國能源轉型進入新階段，也引發(fā)了行業(yè)內外對新能源發(fā)展未來的廣泛關注和討論。

復盤存量項目：政策紅利下的最后盛宴

2025年上半年，中國風電和光伏新增裝機容量達到了創(chuàng)紀錄的264吉瓦，較2024年同期實現翻番。這一驚人數字的背后，是開發(fā)商爭相趕在當年6月1日政策截止日期前并網發(fā)電的搶裝熱潮。這個時間節(jié)點如同一道分水嶺，將中國可再生能源項目劃分為存量項目和增量項目兩個截然不同的類別。

優(yōu)惠政策的雙重保障。對于在2025年6月1日之前投產的存量項目，新機制展現出了相當的政策善意。這些項目享受著雙重保障：首先，絕大多數省份將機制電價設定為燃煤發(fā)電基準價，為項目收益提供了穩(wěn)定的底層支撐，規(guī)避了初期市場波動帶來的收益風險。其次，單個項目每年進入機制的電量比例平均高達54%，機制執(zhí)行期平均長達18年，基本覆蓋了項目的核心盈利生命周期，充分保障了存量項目的長期投資收益，讓前期投入的資金具備穩(wěn)定的回報預期。

從具體收益溢價來看，存量項目的盈利優(yōu)勢尤為凸顯：2025年集中式光伏項目機制電價，較當年平準化度電成本（LCOE）高出0.1元/千瓦時，陸上風電項目溢價更是達到0.16元/千瓦時。以山東省為例，省內集中式光伏機制電價為0.3949元/千瓦時，而2025年當地集中式光伏LCOE僅0.22元/千瓦時，溢價空間十分可觀，成為存量項目的核心盈利優(yōu)勢。

投資回報的黃金窗口。在這樣的政策環(huán)境下，2025年上半年建成投產的可再生能源項目展現出了良好的投資前景。根據伍德麥肯茲的分析，全國范圍內集中式光伏項目的平均內部收益率（IRR）可達8%，陸上風電項目更是能夠達到11%的IRR水平。這一優(yōu)異表現得益于三重利好因素的疊加：首先是度電成本的持續(xù)下降，2025年，陸上風電和集中式光伏的LCOE同比下降7%，其中陸上風電更是比2023年下降22%，為項目盈利能力的提升夯實了成本基礎。其次是實現從燃煤發(fā)電基準價到機制電價的平穩(wěn)過渡，確保了項目收入預期。最后是長達18年的執(zhí)行期保障，大大降低了長期投資風險，讓投資回報更具穩(wěn)定性。

搶裝潮的區(qū)域特征鮮明，政策窗口期效應凸顯。從區(qū)域分布來看，2025年上半年的搶裝潮呈現出明顯的地域特征。在風電領域，華北地區(qū)新增裝機達到15.9吉瓦，全國新增裝機達到51.39吉瓦，較2024年同期的25.9吉瓦大幅增長。光伏方面漲勢更為迅猛，全國新增裝機達到212.21吉瓦，是2024年同期102.5吉瓦的兩倍多，充分彰顯了市場主體搶抓政策紅利、加速布局的迫切心態(tài)。

展望增量項目：收益不確定性大幅增加

步入2026年，2025年6月1日后投產的增量項目已成為市場主流，相較于存量項目，這類項目面臨的市場不確定性顯著攀升，盈利難度大幅提高。首先，機制保障力度大幅縮水，增量項目的機制執(zhí)行期平均僅為10年，遠低于存量項目的18年，這意味著項目在生命周期的后續(xù)年份將完全暴露在市場波動風險之中；且增量項目每年納入機制的電量最高申報比例平均低于70%，最終納入保障的電量比例亦可能由于競爭過于激烈而大打折扣，剩余電量只能通過市場化交易獲取收益，收益穩(wěn)定性大打折扣。其次，競價價格區(qū)間持續(xù)下探，已公布競價政策的省份中，所有省份設定的價格上限都低于存量項目價格，并且大多數省份設定的價格下限低于2025年新能源LCOE水平。以甘肅省為例，省內集中式光伏、陸上風電競價下限均為0.1954元/千瓦時，低于伍德麥肯茲測算的2025年兩類項目平均LCOE（0.212元/千瓦時）。一旦電價機制競爭進入白熱化，項目報價極易觸底出清，即便有基礎保障措施，投資者仍需直面棄電損失、電價波動的雙重風險，投資收益承壓明顯。

（一）山東競價：新機制的首次實戰(zhàn)檢驗，風電項目競爭優(yōu)勢凸顯

2025年下半年，山東省率先啟動了全國首個可再生能源機制電價競價，這場實戰(zhàn)演練為全國新機制落地運行提供了關鍵參考樣本。截至2026年3月，其競價結果與運行經驗為各省制定規(guī)則提供重要借鑒。從競價結果來看，風電項目收益表現友好：25個參與競價的風電項目中，最終3591MW（兆瓦）裝機容量納入機制，機制電價達到0.319元/千瓦時，非常接近上限價格0.35元/千瓦時。更重要的是，這一價格比測算所得的山東陸上風電2025年度電總成本（含綠證）高出44%，為項目提供了可觀的利潤空間。

反觀光伏項目，卻面臨著激烈的競爭與收益擠壓：3500多個光伏項目參與競價，但最終只有1175個項目中標，中標率低至33%。機制電價僅為0.225元/千瓦時，比上限價格0.35元/千瓦時低36%，比2025年1~8月的平均結算價格0.332元/千瓦時低32%，導致集中式光伏項目IRR可能低至5.7%，盈利空間大幅收窄。

（二）非理性競價的深層原因

伍德麥肯茲研究發(fā)現，山東競價中暴露的非理性低價競標問題，成為增量項目市場化初期的典型痛點。在中標的1175個光伏項目中，99%（1168個）為分布式光伏項目，其中絕大多數是戶用光伏。這些項目的平均LCOE本應最高，比集中式光伏高出54%，若以正常成本來報價，理應成為機制的邊際電價制定者。但實際中標價格卻比其0.348元/千瓦時的總成本（含綠證）低35%，違背正常市場定價邏輯。

深究這種非理性競價的根源，核心是行業(yè)轉型期的三層現實困境：

一是存量項目的路徑依賴。山東競價中超過90%的中標光伏項目已于2025年9月1日前并網，這些項目原本期望進入存量項目電價機制，但因各種原因未能趕上2025年6月1日截止期。項目既已投產，即便面臨虧損，也只能參與競價獲取部分收益保障，這種“沉沒成本”倒逼的心態(tài)，直接催生了非理性低價報價。

二是小規(guī)模投資者議價能力薄弱。參與競價的光伏項目主體極度分散，大量戶用光伏投資者缺乏專業(yè)風險評估能力與市場議價能力。面對未來電力現貨市場價格的波動性，過往慣于采用全額上網銷售模式的他們除了參與機制外幾乎沒有其他風險對沖手段，不得不采取低價策略。相比之下，風電參與主體主要是大型國企和專業(yè)開發(fā)商，市場集中度高，競價行為更加理性，未出現盲目低價現象。

三是激烈的競爭導致光伏的出清價格偏低。在充足率不低于125%的要求下，光伏最終出清電量接近計劃規(guī)模，競爭激烈程度可見一斑。而風電則相反，山東原計劃通過機制新增4.5吉瓦風電裝機，實際中標容量低于計劃新增27%，進一步說明競爭激烈程度是導致電價高低的重要決定因素。

（三）電價新機制對工商業(yè)終端用戶的電費影響

136號文確立的新定價機制下，工商業(yè)用戶需要承擔差價補償責任，實現市場風險共擔。機制設計核心為：當市場交易價格高于機制電價時，新能源項目投資者向工商業(yè)用戶返還差價；當市場交易價格低于機制電價時，由工商業(yè)用戶對項目進行補償。

根據專業(yè)測算，山東轄區(qū)內所有存量項目和2025年投產增量項目進入電價機制后，在2026~2035年期間，這些項目平均分攤到每一位山東省工商業(yè)用戶（含自備電廠用戶）的補償費用可能達到0.02~0.03元/千瓦時，累計補償金額將達到2360億元人民幣（約330億美元）。由于目前各省的存量項目在機制電量總盤子里的占比較高，且機制價格高于新增項目，若后續(xù)市場交易價格持續(xù)下行，工商業(yè)用戶的補償負擔將呈現逐年遞增的趨勢，進一步傳導至終端用電成本。

未來投資策略：風電有可能成為短期內較具經濟吸引力的投資標的

結合2026年市場化運行現狀與行業(yè)趨勢，短期內風電在新機制下的投資性價比，遠高于光伏，成為更具經濟吸引力的優(yōu)質標的，核心邏輯有兩點：

其一，風電市場競爭烈度遠低于光伏。從目前各省對外公布的新機制電量分配情況來看，風電和光伏電量配比為2∶1。而過去兩年，風電和光伏的新增裝機比例則約為1∶3。短期內風電在新機制中所面臨的競爭要比光伏少。

其二，從投資角度看，陸上風電在新能源全面市場化的背景下展現出更強的競爭力，主要體現在其經濟性優(yōu)勢顯著。未來十年，得益于陸上風電的成本優(yōu)勢及其與用戶負荷較為匹配的出力曲線，陸上風電的現貨市場捕獲價年平均價預計比2025年LCOE高出0.067元/千瓦時，這一溢價比集中式光伏高出76%。為投資者提供了相對穩(wěn)定的收益預期。

除了市場交易均價下跌之外，集中式光伏即將面臨更大的棄電風險，據測算，全國范圍21個省份的棄電率會遠超5%。而大部分地區(qū)的風電棄電率都能控制在5%以內。不過，集中式光伏在成本持續(xù)下降和技術迭代加速的背景下，仍存在結構性投資機會，根據伍德麥肯茲預測，未來十年國內組件價格均價將維持在約0.1美元/瓦的歷史低位，預計從2032年起，光伏LCOE將低于陸上風電，成為國內成本最低的可再生能源，長期投資價值仍值得期待。

市場化分化格局下，精細化投資成為核心準則。結合伍德麥肯茲研究，可將全國各省風電、光伏市場劃分為三類，精準把控投資風險：

一類省份：市場交易價格高于LCOE、棄光率低于5%，投資風險可控，即便不參與機制保障，項目也具備經濟可行性，這類省份風電有21個、光伏有8個，以上海、廣東等地區(qū)為代表，高電價、優(yōu)消納的優(yōu)勢為項目盈利保駕護航。

二類省份：市場交易價格高于LCOE，但棄光率超5%，電價機制可有效對沖價格風險，但需重點評估棄電損失，嚴控非預期成本。

三類省份：市場交易價格低于LCOE，疊加棄電風險偏高，若項目大部分電量無法獲得機制電價保障，投資者需謹慎評估投資價值，避免盲目布局。

宏觀展望：產業(yè)格局的重塑

（一）裝機增長趨勢不變，結構節(jié)奏深度調整

盡管市場化新機制帶來了諸多挑戰(zhàn)，但中國可再生能源裝機增長的大趨勢不會改變，只是增長節(jié)奏將出現調整。2025年作為集中式光伏裝機高峰年已落地成真，全年光伏新增裝機317吉瓦（交流側）刷新歷史峰值；2026年起行業(yè)告別野蠻增長，進入理性發(fā)展周期，2026~2034年光伏年均裝機量將回落至209~270吉瓦，高質量發(fā)展成為核心主線。

同時，政策目標仍提供增長保障。為實現2026年全國非水可再生能源消納責任權重達到24%的目標（測算數字），需要在2024年18%的基礎上新增約741太瓦時的發(fā)電量。這將推動2025~2026年風電和光伏新增裝機超過750吉瓦。非水可再生能源消納責任權重的持續(xù)提升，以及強制性綠電消納配額向高耗能行業(yè)的擴展，從用戶需求出發(fā)為長期增長注入政策動能。從區(qū)域布局看，西北、華北將繼續(xù)承擔可再生能源基地的角色，東部地區(qū)較高的定價上限、更好的消納條件和更高的電價水平，正在吸引越來越多的投資。中部地區(qū)憑借相對較好的消納條件和電價水平，有望成為新的投資熱點。

（二）投資邏輯的根本轉變

在市場化交易全覆蓋的新常態(tài)下，可再生能源的投資邏輯已經發(fā)生根本轉變：

（1）從“搶裝規(guī)?！钡健熬毣\營”。過去依賴政策補貼和固定電價的粗放式發(fā)展模式已經終結，取而代之的是精細化、專業(yè)化的運營管理。項目全生命周期的價值管理，從選址評估、技術選型、融資安排到運維優(yōu)化、電力交易，都成為決定投資成敗的關鍵。

（2）從“單一發(fā)電”到“系統服務”。可再生能源項目不再僅僅是發(fā)電設施，而是需要向電力系統提供多元化服務的靈活資源。儲能配置、虛擬電廠聚合、需求響應參與、輔助服務提供，這些“發(fā)電+”模式成為提升項目價值的“第二增長曲線”。

（3）從“西北基地”到“東中部分散”。在消納約束和電價下行壓力增大的雙重制約下，靠近負荷中心的東中南部地區(qū)投資優(yōu)先級提升。雖然東部地區(qū)土地成本和開發(fā)難度更高，但更好的消納條件、更高的電價水平、更低的棄電風險，使得綜合收益率反而更優(yōu)。

（4）從“搶項目指標”到“搶優(yōu)質用戶”。在市場化之前，優(yōu)質的風光資源和開發(fā)路條是項目開發(fā)前期的重點，在電網保障收購的前提下用戶則顯得不太重要。在未來，項目開發(fā)必須以解決消納為首要前提。因此，優(yōu)質的綠電用戶將成為各大能源開發(fā)集團競相合作的目標。雖然當前綠證價格低迷，但隨著強制綠電消納政策的推進和碳達峰壓力的增大，綠色電力的環(huán)境價值終將得到更充分的體現。項目需要重點布局綠電綠證交易能力，建立與高耗能企業(yè)、數據中心等綠電需求方的直接對接渠道。

結語：在變革中尋找機遇

截至2026年3月，136號文確立的可再生能源可持續(xù)發(fā)展定價機制已平穩(wěn)落地實施一年有余，這場變革既是行業(yè)發(fā)展的顛覆性突破，也是產業(yè)升級的成長陣痛，既帶來了短期的不確定性與挑戰(zhàn)，也開辟了長期高質量發(fā)展的新空間。

對于投資者而言，關鍵是要認清行業(yè)“從量到質”的轉型大勢。短期看，2025年的搶裝高峰是政策驅動的慣性，2026年后的穩(wěn)步發(fā)展才是市場化競爭的常態(tài)。風電憑借更優(yōu)的經濟性和更低的風險，將成為近期投資的重點。光伏雖然面臨收益擠壓，但長期成本優(yōu)勢（預計2032年后低于風電）和技術迭代紅利（2030年前后的翻新改造周期）仍然值得期待。投資策略需要從“搶裝規(guī)?！鞭D向“精細化運營”，重點關注東中部高電價區(qū)域、光儲一體化配置、綠電綠證增值服務等新模式。

對于政策制定者而言，需要在推進市場化改革和保護產業(yè)發(fā)展之間找到平衡。一方面，要通過競爭機制提升資源配置效率，倒逼技術進步和非技術成本下降；另一方面，也要為技術創(chuàng)新和產業(yè)升級留出空間，避免一刀切的市場化導致投資斷崖式下滑。同時要加強市場監(jiān)管，防范非理性競價和系統性風險。

對于整個產業(yè)而言，這是一個大浪淘沙的過程。那些技術領先、成本管控能力強、系統集成能力優(yōu)、風險管理水平高的企業(yè)將脫穎而出，而那些依賴政策紅利、缺乏核心競爭力的企業(yè)將被淘汰。這種優(yōu)勝劣汰恰恰是產業(yè)走向成熟的標志。

2025年是市場化轉型的起點，2026年起的十年，將是中國可再生能源產業(yè)在市場化浪潮中蛻變重生的關鍵階段。這個過程不會一帆風順，但每一次陣痛都將推動產業(yè)向更高水平邁進。這是通過陣痛實現的顛覆性變革，是從“量的慣性增長”到“質的價值重塑”的必經之路。唯有完成這一轉型，中國可再生能源產業(yè)才能在全球能源轉型中保持領跑地位，為實現碳中和目標奠定堅實基礎。