核心結論搶先看

　　機制電價通過市場化競價與差價結算雙軌制，重塑新能源投資邏輯：

　　· 存量項目收益穩(wěn)定

　　· 增量項目面臨激烈競爭

　　· 倒逼企業(yè)提升成本控制、區(qū)域布局和交易能力

　　政策背景速覽

　　2025年2月，國家發(fā)改委發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(136號文)，標志著新能源全面告別固定電價時代，進入全電量入市階段。

　　為緩解市場波動對投資者的沖擊，政策引入 “機制電價” 作為過渡保障工具：

　　· 市場電價低于預設機制電價時 → 予以補償

　　· 市場電價高于機制電價時 → 退還超額收益

　　以2025年6月1日為分界點，政策對兩類項目實行差異化管理：

　　存量項目(2025年6月前投產(chǎn)) 錨定當?shù)孛弘娀鶞蕛r，提供長期收益托底

　　增量項目(2025年6月后投產(chǎn)) 通過省級競價確定，價格由低到高排序出清，形成“價低者得”競爭格局

　　五大影響維度深度解析

　　1 收益模式重構：從“保底”到“競優(yōu)”

　　傳統(tǒng)固定電價下，新能源項目收益可預期性強。而機制電價下，增量項目的收益穩(wěn)定性取決于競價結果，導致內(nèi)部收益率(IRR)大幅波動。

　　例如：山東光伏競價結果僅為0.225元/千瓦時，較燃煤標桿電價下降43%，部分項目已逼近盈虧平衡線。

　　存量項目，按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行，不高于煤電基準價，風險高(托底明確)，市場均價長期高于機制電價時需返還收益

　　增量項目，省級組織競價，按最高入選報價確定，風險中低(依賴競價結果)，報價過高未入選、電價過低無法覆蓋成本

　　2 區(qū)域布局優(yōu)化：電價差異驅(qū)動選址決策

　　各省機制電價上限差異顯著，直接影響項目IRR：

　　· 浙江：0.35元/千瓦時

　　· 新疆：0.28元/千瓦時

　　相同技術條件下，跨省IRR可差2–3個百分點。投資者必須結合資源稟賦、消納能力和地方政策進行精細化選址。

　　3 成本控制壓力加?。旱蛨髢r倒逼降本增效

　　競價機制促使企業(yè)報出更低電價以爭取入選。山東光伏出清價0.225元/千瓦時，遠低于業(yè)內(nèi)測算的0.25元/千瓦時盈虧線。

　　這要求開發(fā)商在組件采購、EPC成本、非技術費用等方面極致壓縮，推動行業(yè)向 “造價低、位置好、運行水平高” 的項目集中。

　　4 技術與商業(yè)模式升級：儲能與預測成新競爭力

　　· 儲能價值凸顯：峰谷套利空間擴大(如江蘇達0.8元/千瓦時)，配置15%儲能可使IRR提升0.5–1個百分點

　　· 智能預測重要性上升：AI模型可將出力預測精度提升至95%以上，減少偏差考核損失

　　· 綠證與碳資產(chǎn)協(xié)同：納入差價結算的電量不得重復獲取綠證收益，但CCER等碳資產(chǎn)仍可帶來額外回報(如國華投資海上風電項目提升回報5–8%)

　　5 地方政策引導結構轉(zhuǎn)型

　　山東機制電價結果顯示：

　　· 風電入選電量：59.67億千瓦時

　　· 光伏入選電量：12.48億千瓦時

　　這反映出政策更傾向調(diào)峰能力強、出力曲線互補的電源類型。未來投資需匹配電網(wǎng)需求，而非單純追求裝機規(guī)模。

　　行動建議：下一步該怎么做?

　　· 存量項目持有者：鎖定現(xiàn)有機制電價優(yōu)勢，做好全生命周期收益管理

　　· 增量項目開發(fā)者：優(yōu)先布局高電價潛力省份，強化成本管控與競價策略

　　· 所有投資者：加快部署儲能系統(tǒng)、提升功率預測能力，并探索綠電直供、虛擬電廠等新型商業(yè)模式