中国可再生能源可持续发展定价机制带来的变革性影响

※ 随着2025年初可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）的正式启动，这个全球最大的风电和光伏市场正式告别了传统的固定电价时代，全面拥抱市场化定价机制

 

※ 2025年作为集中式光伏装机高峰年已落地成真，全年光伏新增装机317吉瓦（交流侧）刷新历史峰值；2026年起行业告别野蛮增长，进入理性发展周期，2026～2034年光伏年均装机量将回落至209～270吉瓦，高质量发展成为核心主线

 

※ 步入2026年，2025年6月1日后投产的增量项目已成为市场主流，相较于存量项目，这类项目面临的市场不确定性显著攀升，盈利难度大幅提高

 

※ 短期看，2025年的抢装高峰是政策驱动的惯性，2026年后的稳步发展才是市场化竞争的常态。风电凭借更优的经济性和更低的风险，将成为近期投资的重点。光伏虽然面临收益挤压，但长期成本优势（预计2032年后低于风电）和技术迭代红利（2030年前后的翻新改造周期）仍然值得期待

 

2026年伊始，中国多个省份在电网代理购电价格公示中，新增了“新能源机制电量差价电费”这一细项。中国能源领域媒体评价，这场覆盖全国主要用电区域的价格机制调整，如同一张精准的“价格地图”，勾勒出中国新能源从“政策保底”全面迈向“市场定价”的转型轨迹。站在行业发展节点回望，2025年中国可再生能源产业迎来一个历史性的转折点。随着2025年初可再生能源可持续发展价格结算机制（136号文）的正式启动，这个全球最大的风电和光伏市场正式告别了传统的固定电价时代，全面拥抱市场化定价机制。这一变革不仅标志着中国能源转型进入新阶段，也引发了行业内外对新能源发展未来的广泛关注和讨论。

 

复盘存量项目：政策红利下的最后盛宴

 

2025年上半年，中国风电和光伏新增装机容量达到了创纪录的264吉瓦，较2024年同期实现翻番。这一惊人数字的背后，是开发商争相赶在当年6月1日政策截止日期前并网发电的抢装热潮。这个时间节点如同一道分水岭，将中国可再生能源项目划分为存量项目和增量项目两个截然不同的类别。

 

优惠政策的双重保障。对于在2025年6月1日之前投产的存量项目，新机制展现出了相当的政策善意。这些项目享受着双重保障：首先，绝大多数省份将机制电价设定为燃煤发电基准价，为项目收益提供了稳定的底层支撑，规避了初期市场波动带来的收益风险。其次，单个项目每年进入机制的电量比例平均高达54%，机制执行期平均长达18年，基本覆盖了项目的核心盈利生命周期，充分保障了存量项目的长期投资收益，让前期投入的资金具备稳定的回报预期。

 

从具体收益溢价来看，存量项目的盈利优势尤为凸显：2025年集中式光伏项目机制电价，较当年平准化度电成本（LCOE）高出0.1元/千瓦时，陆上风电项目溢价更是达到0.16元/千瓦时。以山东省为例，省内集中式光伏机制电价为0.3949元/千瓦时，而2025年当地集中式光伏LCOE仅0.22元/千瓦时，溢价空间十分可观，成为存量项目的核心盈利优势。

 

投资回报的黄金窗口。在这样的政策环境下，2025年上半年建成投产的可再生能源项目展现出了良好的投资前景。根据伍德麦肯兹的分析，全国范围内集中式光伏项目的平均内部收益率（IRR）可达8%，陆上风电项目更是能够达到11%的IRR水平。这一优异表现得益于三重利好因素的叠加：首先是度电成本的持续下降，2025年，陆上风电和集中式光伏的LCOE同比下降7%，其中陆上风电更是比2023年下降22%，为项目盈利能力的提升夯实了成本基础。其次是实现从燃煤发电基准价到机制电价的平稳过渡，确保了项目收入预期。最后是长达18年的执行期保障，大大降低了长期投资风险，让投资回报更具稳定性。

 

抢装潮的区域特征鲜明，政策窗口期效应凸显。从区域分布来看，2025年上半年的抢装潮呈现出明显的地域特征。在风电领域，华北地区新增装机达到15.9吉瓦，全国新增装机达到51.39吉瓦，较2024年同期的25.9吉瓦大幅增长。光伏方面涨势更为迅猛，全国新增装机达到212.21吉瓦，是2024年同期102.5吉瓦的两倍多，充分彰显了市场主体抢抓政策红利、加速布局的迫切心态。

 

展望增量项目：收益不确定性大幅增加

 

步入2026年，2025年6月1日后投产的增量项目已成为市场主流，相较于存量项目，这类项目面临的市场不确定性显著攀升，盈利难度大幅提高。首先，机制保障力度大幅缩水，增量项目的机制执行期平均仅为10年，远低于存量项目的18年，这意味着项目在生命周期的后续年份将完全暴露在市场波动风险之中；且增量项目每年纳入机制的电量最高申报比例平均低于70%，最终纳入保障的电量比例亦可能由于竞争过于激烈而大打折扣，剩余电量只能通过市场化交易获取收益，收益稳定性大打折扣。其次，竞价价格区间持续下探，已公布竞价政策的省份中，所有省份设定的价格上限都低于存量项目价格，并且大多数省份设定的价格下限低于2025年新能源LCOE水平。以甘肃省为例，省内集中式光伏、陆上风电竞价下限均为0.1954元/千瓦时，低于伍德麦肯兹测算的2025年两类项目平均LCOE（0.212元/千瓦时）。一旦电价机制竞争进入白热化，项目报价极易触底出清，即便有基础保障措施，投资者仍需直面弃电损失、电价波动的双重风险，投资收益承压明显。

 

（一）山东竞价：新机制的首次实战检验，风电项目竞争优势凸显

 

2025年下半年，山东省率先启动了全国首个可再生能源机制电价竞价，这场实战演练为全国新机制落地运行提供了关键参考样本。截至2026年3月，其竞价结果与运行经验为各省制定规则提供重要借鉴。从竞价结果来看，风电项目收益表现友好：25个参与竞价的风电项目中，最终3591MW（兆瓦）装机容量纳入机制，机制电价达到0.319元/千瓦时，非常接近上限价格0.35元/千瓦时。更重要的是，这一价格比测算所得的山东陆上风电2025年度电总成本（含绿证）高出44%，为项目提供了可观的利润空间。

 

反观光伏项目，却面临着激烈的竞争与收益挤压：3500多个光伏项目参与竞价，但最终只有1175个项目中标，中标率低至33%。机制电价仅为0.225元/千瓦时，比上限价格0.35元/千瓦时低36%，比2025年1~8月的平均结算价格0.332元/千瓦时低32%，导致集中式光伏项目IRR可能低至5.7%，盈利空间大幅收窄。

 

（二）非理性竞价的深层原因

 

伍德麦肯兹研究发现，山东竞价中暴露的非理性低价竞标问题，成为增量项目市场化初期的典型痛点。在中标的1175个光伏项目中，99%（1168个）为分布式光伏项目，其中绝大多数是户用光伏。这些项目的平均LCOE本应最高，比集中式光伏高出54%，若以正常成本来报价，理应成为机制的边际电价制定者。但实际中标价格却比其0.348元/千瓦时的总成本（含绿证）低35%，违背正常市场定价逻辑。

 

深究这种非理性竞价的根源，核心是行业转型期的三层现实困境：

 

一是存量项目的路径依赖。山东竞价中超过90%的中标光伏项目已于2025年9月1日前并网，这些项目原本期望进入存量项目电价机制，但因各种原因未能赶上2025年6月1日截止期。项目既已投产，即便面临亏损，也只能参与竞价获取部分收益保障，这种“沉没成本”倒逼的心态，直接催生了非理性低价报价。

 

二是小规模投资者议价能力薄弱。参与竞价的光伏项目主体极度分散，大量户用光伏投资者缺乏专业风险评估能力与市场议价能力。面对未来电力现货市场价格的波动性，过往惯于采用全额上网销售模式的他们除了参与机制外几乎没有其他风险对冲手段，不得不采取低价策略。相比之下，风电参与主体主要是大型国企和专业开发商，市场集中度高，竞价行为更加理性，未出现盲目低价现象。

 

三是激烈的竞争导致光伏的出清价格偏低。在充足率不低于125%的要求下，光伏最终出清电量接近计划规模，竞争激烈程度可见一斑。而风电则相反，山东原计划通过机制新增4.5吉瓦风电装机，实际中标容量低于计划新增27%，进一步说明竞争激烈程度是导致电价高低的重要决定因素。

 

（三）电价新机制对工商业终端用户的电费影响

 

136号文确立的新定价机制下，工商业用户需要承担差价补偿责任，实现市场风险共担。机制设计核心为：当市场交易价格高于机制电价时，新能源项目投资者向工商业用户返还差价；当市场交易价格低于机制电价时，由工商业用户对项目进行补偿。

 

根据专业测算，山东辖区内所有存量项目和2025年投产增量项目进入电价机制后，在2026~2035年期间，这些项目平均分摊到每一位山东省工商业用户（含自备电厂用户）的补偿费用可能达到0.02~0.03元/千瓦时，累计补偿金额将达到2360亿元人民币（约330亿美元）。由于目前各省的存量项目在机制电量总盘子里的占比较高，且机制价格高于新增项目，若后续市场交易价格持续下行，工商业用户的补偿负担将呈现逐年递增的趋势，进一步传导至终端用电成本。

 

未来投资策略：风电有可能成为短期内较具经济吸引力的投资标的

 

结合2026年市场化运行现状与行业趋势，短期内风电在新机制下的投资性价比，远高于光伏，成为更具经济吸引力的优质标的，核心逻辑有两点：

 

其一，风电市场竞争烈度远低于光伏。从目前各省对外公布的新机制电量分配情况来看，风电和光伏电量配比为2∶1。而过去两年，风电和光伏的新增装机比例则约为1∶3。短期内风电在新机制中所面临的竞争要比光伏少。

 

其二，从投资角度看，陆上风电在新能源全面市场化的背景下展现出更强的竞争力，主要体现在其经济性优势显著。未来十年，得益于陆上风电的成本优势及其与用户负荷较为匹配的出力曲线，陆上风电的现货市场捕获价年平均价预计比2025年LCOE高出0.067元/千瓦时，这一溢价比集中式光伏高出76%。为投资者提供了相对稳定的收益预期。

 

除了市场交易均价下跌之外，集中式光伏即将面临更大的弃电风险，据测算，全国范围21个省份的弃电率会远超5%。而大部分地区的风电弃电率都能控制在5%以内。不过，集中式光伏在成本持续下降和技术迭代加速的背景下，仍存在结构性投资机会，根据伍德麦肯兹预测，未来十年国内组件价格均价将维持在约0.1美元/瓦的历史低位，预计从2032年起，光伏LCOE将低于陆上风电，成为国内成本最低的可再生能源，长期投资价值仍值得期待。

 

市场化分化格局下，精细化投资成为核心准则。结合伍德麦肯兹研究，可将全国各省风电、光伏市场划分为三类，精准把控投资风险：

 

一类省份：市场交易价格高于LCOE、弃光率低于5%，投资风险可控，即便不参与机制保障，项目也具备经济可行性，这类省份风电有21个、光伏有8个，以上海、广东等地区为代表，高电价、优消纳的优势为项目盈利保驾护航。

 

二类省份：市场交易价格高于LCOE，但弃光率超5%，电价机制可有效对冲价格风险，但需重点评估弃电损失，严控非预期成本。

 

三类省份：市场交易价格低于LCOE，叠加弃电风险偏高，若项目大部分电量无法获得机制电价保障，投资者需谨慎评估投资价值，避免盲目布局。

 

宏观展望：产业格局的重塑

 

（一）装机增长趋势不变，结构节奏深度调整

 

尽管市场化新机制带来了诸多挑战，但中国可再生能源装机增长的大趋势不会改变，只是增长节奏将出现调整。2025年作为集中式光伏装机高峰年已落地成真，全年光伏新增装机317吉瓦（交流侧）刷新历史峰值；2026年起行业告别野蛮增长，进入理性发展周期，2026~2034年光伏年均装机量将回落至209~270吉瓦，高质量发展成为核心主线。

 

同时，政策目标仍提供增长保障。为实现2026年全国非水可再生能源消纳责任权重达到24%的目标（测算数字），需要在2024年18%的基础上新增约741太瓦时的发电量。这将推动2025~2026年风电和光伏新增装机超过750吉瓦。非水可再生能源消纳责任权重的持续提升，以及强制性绿电消纳配额向高耗能行业的扩展，从用户需求出发为长期增长注入政策动能。从区域布局看，西北、华北将继续承担可再生能源基地的角色，东部地区较高的定价上限、更好的消纳条件和更高的电价水平，正在吸引越来越多的投资。中部地区凭借相对较好的消纳条件和电价水平，有望成为新的投资热点。

 

（二）投资逻辑的根本转变

 

在市场化交易全覆盖的新常态下，可再生能源的投资逻辑已经发生根本转变：

 

（1）从“抢装规模”到“精细化运营”。过去依赖政策补贴和固定电价的粗放式发展模式已经终结，取而代之的是精细化、专业化的运营管理。项目全生命周期的价值管理，从选址评估、技术选型、融资安排到运维优化、电力交易，都成为决定投资成败的关键。

 

（2）从“单一发电”到“系统服务”。可再生能源项目不再仅仅是发电设施，而是需要向电力系统提供多元化服务的灵活资源。储能配置、虚拟电厂聚合、需求响应参与、辅助服务提供，这些“发电+”模式成为提升项目价值的“第二增长曲线”。

 

（3）从“西北基地”到“东中部分散”。在消纳约束和电价下行压力增大的双重制约下，靠近负荷中心的东中南部地区投资优先级提升。虽然东部地区土地成本和开发难度更高，但更好的消纳条件、更高的电价水平、更低的弃电风险，使得综合收益率反而更优。

 

（4）从“抢项目指标”到“抢优质用户”。在市场化之前，优质的风光资源和开发路条是项目开发前期的重点，在电网保障收购的前提下用户则显得不太重要。在未来，项目开发必须以解决消纳为首要前提。因此，优质的绿电用户将成为各大能源开发集团竞相合作的目标。虽然当前绿证价格低迷，但随着强制绿电消纳政策的推进和碳达峰压力的增大，绿色电力的环境价值终将得到更充分的体现。项目需要重点布局绿电绿证交易能力，建立与高耗能企业、数据中心等绿电需求方的直接对接渠道。

 

结语：在变革中寻找机遇

 

截至2026年3月，136号文确立的可再生能源可持续发展定价机制已平稳落地实施一年有余，这场变革既是行业发展的颠覆性突破，也是产业升级的成长阵痛，既带来了短期的不确定性与挑战，也开辟了长期高质量发展的新空间。

 

对于投资者而言，关键是要认清行业“从量到质”的转型大势。短期看，2025年的抢装高峰是政策驱动的惯性，2026年后的稳步发展才是市场化竞争的常态。风电凭借更优的经济性和更低的风险，将成为近期投资的重点。光伏虽然面临收益挤压，但长期成本优势（预计2032年后低于风电）和技术迭代红利（2030年前后的翻新改造周期）仍然值得期待。投资策略需要从“抢装规模”转向“精细化运营”，重点关注东中部高电价区域、光储一体化配置、绿电绿证增值服务等新模式。

 

对于政策制定者而言，需要在推进市场化改革和保护产业发展之间找到平衡。一方面，要通过竞争机制提升资源配置效率，倒逼技术进步和非技术成本下降；另一方面，也要为技术创新和产业升级留出空间，避免一刀切的市场化导致投资断崖式下滑。同时要加强市场监管，防范非理性竞价和系统性风险。

 

对于整个产业而言，这是一个大浪淘沙的过程。那些技术领先、成本管控能力强、系统集成能力优、风险管理水平高的企业将脱颖而出，而那些依赖政策红利、缺乏核心竞争力的企业将被淘汰。这种优胜劣汰恰恰是产业走向成熟的标志。

 

2025年是市场化转型的起点，2026年起的十年，将是中国可再生能源产业在市场化浪潮中蜕变重生的关键阶段。这个过程不会一帆风顺，但每一次阵痛都将推动产业向更高水平迈进。这是通过阵痛实现的颠覆性变革，是从“量的惯性增长”到“质的价值重塑”的必经之路。唯有完成这一转型，中国可再生能源产业才能在全球能源转型中保持领跑地位，为实现碳中和目标奠定坚实基础。

 

作者系伍德麦肯兹中国电力市场资深研究分析师