136號(hào)文之于行業(yè)的震蕩，是一次不亞于"平價(jià)"初期的深刻討論和對(duì)未來不確定性的擔(dān)憂。但從產(chǎn)業(yè)發(fā)展數(shù)據(jù)來看，一個(gè)更嚴(yán)峻的現(xiàn)實(shí)已經(jīng)橫亙眼前：根據(jù)國(guó)家能源局?jǐn)?shù)據(jù)，2024年全國(guó)風(fēng)電利用率為95.9%，同比下降1.4個(gè)百分點(diǎn)，2025年1-11月，全國(guó)風(fēng)電利用率為94.3%，呈繼續(xù)下降趨勢(shì)。風(fēng)光發(fā)電利用率的下降也同步體現(xiàn)在設(shè)備利用小時(shí)上，中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2024年，全國(guó)并網(wǎng)風(fēng)電利用小時(shí)數(shù)為2127小時(shí)，同比降低107小時(shí)。

2026年新春茶話會(huì)上，秦海巖秘書長(zhǎng)強(qiáng)調(diào)指出，根據(jù)實(shí)際測(cè)算，在"無棄風(fēng)"和"有棄風(fēng)"條件下，風(fēng)電項(xiàng)目收益大相徑庭：基于當(dāng)前各省機(jī)制電價(jià)競(jìng)價(jià)結(jié)果，無棄風(fēng)情況下，機(jī)制電價(jià)可為風(fēng)電項(xiàng)目收益提供有效保障。即便不享受機(jī)制電價(jià)的項(xiàng)目，無棄風(fēng)情況下僅有兩個(gè)省份全投資收益率低于6%，而一旦加入實(shí)際棄風(fēng)率，一半以上不享受機(jī)制電價(jià)的項(xiàng)?全投資收益率將低于6%。

可以說，在風(fēng)電行業(yè)熱議市場(chǎng)化如何影響收益時(shí)，一個(gè)更值得關(guān)注的問題是——發(fā)出來的電能否被用掉。全面市場(chǎng)化固然帶來電價(jià)的不確定性，但保障機(jī)制已在構(gòu)建。而棄風(fēng)問題一旦惡化，無論電價(jià)多高，發(fā)不出的電量都是零收益，對(duì)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)而言，棄風(fēng)才是真正的"生死線"。

消納困境比低電價(jià)更致命

分地區(qū)來看，部分地區(qū)棄風(fēng)數(shù)據(jù)尤為突出。2024年，只有上海、浙江、福建和重慶連續(xù)三年風(fēng)電利用率達(dá)到100%，其余地區(qū)利用率普遍下降。西藏自治區(qū)全年風(fēng)電利用率為83%，棄風(fēng)率高達(dá)17%;河北省風(fēng)電利用率92.6%，棄風(fēng)率7.4%;青海省風(fēng)電利用率92.8%。此外，遼寧、吉林、河北、山東、河南、寧夏等多個(gè)省份風(fēng)電利用率連續(xù)兩年下降，消納壓力從傳統(tǒng)的"三北"地區(qū)向全國(guó)蔓延。

數(shù)據(jù)來源：電力行業(yè)規(guī)劃研究與監(jiān)測(cè)預(yù)警中心

棄風(fēng)對(duì)風(fēng)電收益的影響是直接的。風(fēng)電項(xiàng)目前期投入巨大，收益模型建立在穩(wěn)定的利用小時(shí)數(shù)基礎(chǔ)上，利用率每下降1個(gè)百分點(diǎn)，都可能導(dǎo)致項(xiàng)目IRR(內(nèi)部收益率)顯著下滑，甚至影響融資成本和后續(xù)投資決策。

而且，現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)下降以及頻現(xiàn)的價(jià)格倒掛現(xiàn)象，也給風(fēng)光入市帶來不小的壓力?！?024年度中國(guó)電力市場(chǎng)發(fā)展報(bào)告》顯示，已正式運(yùn)行的山西、廣東、山東、甘肅的日前市場(chǎng)均價(jià)分別為0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦時(shí)，普遍低于中長(zhǎng)期交易價(jià)格。風(fēng)光發(fā)電因出力波動(dòng)大、可調(diào)度性差，往往在負(fù)荷低谷時(shí)段被迫低價(jià)甚至零價(jià)出清。如果再疊加消納能力不足導(dǎo)致的棄風(fēng)，企業(yè)面臨的將是"量?jī)r(jià)齊跌"的雙重困境。

棄風(fēng)是生死線，消納是前提

面對(duì)行業(yè)全面市場(chǎng)化的擔(dān)憂，136號(hào)文給出了明確的收益保障方案，核心機(jī)制是"機(jī)制電價(jià)+差價(jià)結(jié)算"——對(duì)于2025年6月1日前投產(chǎn)的存量項(xiàng)目，差價(jià)結(jié)算機(jī)制提供了實(shí)質(zhì)性保護(hù)：當(dāng)市場(chǎng)交易均價(jià)低于機(jī)制電價(jià)時(shí)，由電網(wǎng)企業(yè)給予差價(jià)補(bǔ)償。這意味著，即便現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)跌破成本線，存量項(xiàng)目仍能通過差價(jià)結(jié)算獲得托底收益。

對(duì)于2025年6月1日起投產(chǎn)的增量項(xiàng)目，雖然需要通過競(jìng)價(jià)確定機(jī)制電價(jià)，各省已公布的機(jī)制電價(jià)水平(多數(shù)在0.25-0.35元/kWh)和70%-90%的機(jī)制電量比例，依然為項(xiàng)目收益提供了相對(duì)穩(wěn)定的基本盤。

目前，全國(guó)31個(gè)省區(qū)市(不含港澳臺(tái)地區(qū))，除西藏外均已下發(fā)機(jī)制電價(jià)實(shí)施方案，29個(gè)省區(qū)市已組織機(jī)制電價(jià)競(jìng)價(jià)工作。根據(jù)CWEA測(cè)算，機(jī)制電價(jià)盤子內(nèi)，無棄風(fēng)因素下，大部分地區(qū)全投資IRR達(dá)到7%-14%的水平;有棄風(fēng)因素下，三個(gè)棄風(fēng)率高于15%的區(qū)域全投資收益率低于6%。

不享受機(jī)制電價(jià)的項(xiàng)目，以當(dāng)前交易電價(jià)水平，無棄風(fēng)因素下僅兩個(gè)省份全投資收益率低于6%;考慮實(shí)際棄風(fēng)率，一半以上省份全投資收益率低于6%。

從CWEA的測(cè)算可以看出，一方面，當(dāng)前的機(jī)制電價(jià)可為絕大部分風(fēng)電項(xiàng)目投資收益提供有效保障，另一方面，棄電影響已經(jīng)超過市場(chǎng)交易價(jià)格對(duì)風(fēng)電項(xiàng)目收益水平的影響。換句話說，保障機(jī)制只能托底"價(jià)格"，但托不住"電量"，棄風(fēng)率上升將直接削弱電價(jià)保障機(jī)制的實(shí)際效果。

這也解釋了為什么在政策層面，國(guó)家在推進(jìn)市場(chǎng)化改革的同時(shí)反復(fù)強(qiáng)調(diào)消納問題的重要性。2024年7月，黨的二十屆三中全會(huì)明確提出"完善新能源消納和調(diào)控政策措施";2024年11月，《全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)發(fā)展規(guī)劃藍(lán)皮書》再次強(qiáng)調(diào)2025年前新能源市場(chǎng)化消納占比超過50%、2029年前實(shí)現(xiàn)新能源全面參與市場(chǎng)。2025年10月，國(guó)家能源局發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)新能源消納和調(diào)控的指導(dǎo)意見》，明確指出分類引導(dǎo)新能源開發(fā)與消納、大力推動(dòng)新能源消納新模式新業(yè)態(tài)創(chuàng)新發(fā)展、完善促進(jìn)新能源消納的全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系，如完善適應(yīng)新能源參與電力市場(chǎng)的規(guī)則體系，創(chuàng)新促進(jìn)新能源消納的價(jià)格機(jī)制等。政策設(shè)計(jì)的邏輯很清晰：市場(chǎng)化是方向，保障機(jī)制是過渡，但消納能力才是基礎(chǔ)。

新投資邏輯，新解題思路

全面市場(chǎng)化是大勢(shì)所趨，新規(guī)則下，風(fēng)光發(fā)展正面臨全新電力市場(chǎng)交易場(chǎng)景下的項(xiàng)目收益挑戰(zhàn)。對(duì)風(fēng)電產(chǎn)業(yè)而言，在棄光棄風(fēng)、限電加劇、收益不確定性的情況下，首先需要重構(gòu)的是投資邏輯。

以往，風(fēng)電項(xiàng)目的投資邏輯較多地關(guān)注風(fēng)資源情況與利用小時(shí)數(shù)，具有明顯的資源導(dǎo)向性，面對(duì)未來好資源不等于高價(jià)值、高電價(jià)不等于高收益的情況，行業(yè)的投資邏輯應(yīng)轉(zhuǎn)向更加關(guān)注價(jià)格、波動(dòng)性和邊際價(jià)值的"市場(chǎng)價(jià)值導(dǎo)向"。

針對(duì)此，秦海巖秘書長(zhǎng)強(qiáng)調(diào)指出：在電力交易場(chǎng)景中，平準(zhǔn)化度電成本(LCOE)作為傳統(tǒng)的核心成本指標(biāo)，雖仍具重要參考價(jià)值，但已難以全面評(píng)估項(xiàng)目?jī)r(jià)值。行業(yè)需從"電量為王"轉(zhuǎn)向"量?jī)r(jià)時(shí)代"，讓每一時(shí)段的電量獲得對(duì)應(yīng)價(jià)值。對(duì)此，可以增加新的評(píng)價(jià)指標(biāo) LCOV(Levelized Cost of Energy Value，度電價(jià)值成本)對(duì)"每產(chǎn)生單位價(jià)值電量所需的成本"進(jìn)行量化，LCOV越低項(xiàng)目投資價(jià)值越高。

他還建議，現(xiàn)行《風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)規(guī)范(2016年)》等標(biāo)準(zhǔn)文件已多年未修訂，投資計(jì)算參數(shù)已無法準(zhǔn)確反映當(dāng)前市場(chǎng)環(huán)境的合理盈利邊界，經(jīng)評(píng)規(guī)范邊界調(diào)整迫在眉睫。

作為風(fēng)電企業(yè)而言，也需要主動(dòng)尋找提升收益的路徑，如探索精準(zhǔn)功率預(yù)測(cè)、中長(zhǎng)期合約鎖定、綠證碳市場(chǎng)價(jià)值挖掘、探索綠電直連等多元化消納路徑。