根据《BP世界能源统计年鉴》，截至2025年底，中国风电和光伏装机容量已超过18亿千瓦。然而，新能源规模的快速扩张也带来并网难、消纳难、价格扭曲、补贴拖欠、投资节奏失衡等结构性矛盾，倒逼政策体系和市场机制深度改革。
2025年1月，国家发展改革委、国家能源局发布的《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》（下称“136号文”）提出：2025年底前，风电、光伏等新能源电量全面参与电力市场交易，实现“量价皆市场化”。随后，全国32个省级行政区域（不含港澳台）发布“136号文”实施方案。从各省份方案看，地方落实已由早期的“机制电价确定”逐步转向“市场规则重构”阶段。各地不仅明确了存量项目和增量项目的机制电价区间，还细化了机制电量比例、竞价方式、绿电交易规则、现货市场参与方式以及储能配置要求。部分地区已将新能源全面纳入现货市场运行，并同步推进节点边际电价机制、分时电价动态调整以及虚拟电厂聚合交易机制。
从存量项目的机制电价水平来看，东部与南方负荷中心省份如广东、浙江、上海等地普遍设定了较高的存量机制电价（约0.4～0.46元/千瓦时）。这一方面与当地负荷密集、用电结构以第三产业和先进制造业为主有关，电力系统整体边际成本较高；另一方面也体现了上述地区希望通过较高机制电价维持新能源投资稳定性，并支撑数据中心、AI算力等新增高负荷需求的绿电供给。
从增量项目机制电价来看，区域间差异进一步扩大。山东、黑龙江、甘肃等地的光伏竞价下限已经降至0.11～0.2元/千瓦时，接近甚至低于部分地区煤电基准价，显示新能源度电成本快速下降以及市场竞争加剧。广东、海南、福建等沿海地区由于海上风电开发成本较高、输电约束较强，其增量项目竞价上限仍维持在较高区间。
新能源企业面临的机遇
市场化定价机制的落地，给新能源企业带来不少机遇。
第一，市场化价格信号的强化促进新能源企业价值回归。在固定上网电价时代，电价与供需脱节，企业难以通过提高预测准确度、提升灵活调节能力等方式获得额外收益。随着上网电量全面进入市场并通过交易机制形成价格，新能源企业将直接面对由需求侧、天气条件、系统负荷和用户行为共同作用的价格信号。由于新能源收益高度依赖市场价格波动，而市场化机制为企业提供了获取尖峰电价、复合收益和更高边际效益的空间，使其盈利能力不再局限于固定补贴模式，而是通过技术能力、运营能力和市场判断能力实现价值回归。
第二，中长期交易机制扩容提升新能源收益稳定性与可融资性。“136号文”提出要缩短中长期交易周期、提高交易频次，并鼓励新能源发电企业与用户签订多年期购电协议。这意味着企业可以通过合理设计合同结构来平衡短期市场价格波动带来的风险。对资本密集型的新能源项目而言，长期购电协议的普及将显著降低现金流的不确定性，提高项目的可融资性。同时，中长期合同与现货交易的组合使企业可以根据自身预测和成本结构动态调整合同比例，形成更具弹性的风险管理机制。
第三，差价结算机制在市场化过渡期提供收益下限保障。“136号文”建立的新能源可持续发展价格结算机制为企业在市场化过渡期提供了重要保障。这一安排有效降低了市场价格波动对项目收益的冲击，使企业无需承受完全市场化带来的剧烈风险，有助于形成更加稳定的投资预期。同时，由地方组织竞价形成机制电价的做法既保持了市场竞争性，又保证了成本—收益结构的合理性，有助于避免无序竞争和恶性压价。
第四，绿证价格显性化推动新能源环境价值的资产化与溢价化。“136号文”发布前，绿证价格长期缺乏清晰的形成机制，导致绿色电力的环境价值无法被充分体现。随着电能量价格与绿证价格被明确区分，绿证市场将逐步形成由供需驱动的价格信号，绿色电力的环境价值将被显性化和资产化。这不仅提升了新能源的真实经济价值，也使其在未来碳边境调整机制、绿色供应链认证以及国际贸易中具备更强的竞争力。
第五，市场化竞争机制重塑行业结构并加速优胜劣汰。在行政推动和补贴驱动的时代，行业中大量中小企业依赖政策性收益维持运营，导致资源配置效率偏低。而市场化定价将更加依赖企业的技术能力、管理能力、优化成本结构与强化风险控制的能力。那些拥有规模化风光资源、先进预测模型、数字化运营系统和灵活调节能力的头部企业将在市场竞争中占据更加有利的位置，并更容易与数据中心等高负荷用户建立长期合作关系；而缺乏这些能力、成本结构较高的企业将面临加速退出的压力。
新能源企业面临的挑战
当然，在市场化定价机制下，新能源企业也面临不少挑战。
第一，市场价格波动加剧新能源项目收益的不确定性。在固定电价时代，企业的收入结构相对稳定，而市场化后，售电收入将完全取决于市场价格。由于新能源出力的波动性、季节性和不可控性，企业在低价时段难以获得高额收益，尤其是在出力高峰恰好对应低市场价格的情况下，可能出现大规模装机却无法提高收益的矛盾。对资金密集型项目而言，这将直接影响还本付息能力，甚至影响项目的可融资性。
第二，现货市场参与对企业预测与调度能力提出更高要求。现货市场需要企业实时预测出力、负荷变化及价格变化，并根据情况调整报价策略和运行策略。在新型负荷占比提升的背景下，负荷曲线更复杂、局部尖峰更突出、系统对灵活性资源的调用更频繁，企业若仍依赖外部机构或简单模型，往往难以满足市场运行的精度要求。如果企业不能有效提升预测能力与调度能力，其在现货市场中容易出现报价偏差、结算损失，并面临较大的风险暴露，从而削弱整体盈利能力。
第三，机制电价竞价化强化成本竞争并提高落后企业的生存压力。差价结算机制虽提供一定保障，但也可能带来新的竞争压力。由于机制电价通过竞价形成，成本优势更明显、技术更先进的企业能够以更低价格参与机制竞争，而成本水平较高的小型企业则可能被排除在机制之外，进而完全暴露在市场价格波动中。此外，随着能源成本持续下降，未来机制电价可能逐步降低，导致投资收益率下降，给企业带来中长期财务压力。
第四，绿证市场波动与制度不确定性削弱绿色价值的稳定性。绿证价格取决于市场供需，而全国范围内新能源装机规模持续扩大，可能导致阶段性绿证供给过剩，从而压低价格。同时，绿证获取规则、交易机制和使用要求仍在完善过程中，这可能给企业带来政策不确定性。对于缺乏规模优势的企业而言，仅依靠绿证收益难以形成稳定的新增收益来源。
第五，市场化竞争加速行业整合并加剧中小企业的生存困境。由于市场化要求企业具备高水平的预测能力、数字化管理能力、储能配置能力和成本控制能力，缺乏这些能力的企业可能无法在激烈的市场竞争中长期生存。特别是在机制竞价、电能量市场竞争和绿电交易中，头部企业能够通过规模优势、技术优势和融资优势取得更多市场份额，而中小企业可能面临被兼并、整合甚至淘汰的风险。
新能源企业如何应对
第一，构建以预测能力为核心的数字化运营体系。新能源企业需加大对数字化技术的投入，建立自有预测模型，利用大数据、AI算法和云计算平台提升预测精度，通过预测驱动决策的模式将技术能力转化为市场收益。此外，通过源网荷储一体化、虚拟电厂和需求响应机制构建灵活调节能力，可以有效提高企业在尖峰时段的电价收益，使其充分把握市场化机制所带来的峰谷价差机会。
第二，通过多周期合同结构强化风险分散与收益稳健性。企业需要主动参与中长期交易市场，通过多周期合同结构实现风险分散。企业应积极与终端用户，尤其是数据中心、化工、钢铁等高耗能行业签订长期购电协议，以稳定现金流，提升项目可融资性。同时，企业还应通过资产组合管理策略，将中长期合同与现货市场交易相结合，根据出力预测、负荷预测和价格预测动态调整电量分配，实现风险与收益的最优平衡。
第三，以成本优化与技术创新为核心提升竞争优势。随着机制电价竞价机制政策的实施，企业盈利能力将更取决于单位度电成本是否具有竞争力。因此，优化风机选型、提升光伏组件效率、推进智能化巡检、降低运维成本与提升可用率将成为关键；企业也应积极推进储能、功率预测与控制策略优化，减少弃风弃光风险与结算偏差带来的隐性成本，以提高全生命周期收益率。
第四，构建“电能量—绿色属性—灵活性服务”一体化价值体系。企业需要构建围绕绿电和绿证的综合价值体系。在绿证市场快速发展的背景下，企业应从单一电能量销售转向“电能量+绿色属性+灵活性服务”的综合收益结构转型。例如，企业可通过绿电认证、新能源供应链服务、绿色能源解决方案等，为工业企业提供从生产到消费的绿色能源一体化服务，提升绿电的附加价值。
第五，通过行业整合与规模扩张增强市场竞争力。头部企业可以通过兼并收购、战略联盟等方式扩大全产业链布局，将资源集中于具有竞争优势的区域和技术方向，进一步强化规模效应与成本优势。同时，中小企业也可以通过加入大型企业主导的产业联盟、虚拟电厂平台或供应链合作体系，提升自身的市场适应能力和抗风险能力。
（作者系厦门大学管理学院讲席教授、中国能源政策研究院院长）
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林伯强
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