分布式光伏管理新政落地，自用及控制要求提升。
1）能源保供初见成效，电力电量供需步入宽松周期，电价随之进入下行周期
2022H2 以来火电核准开工提速，缺电问题迎来阶段性缓解，煤电正步入大规模投运潮。 2022 年 9 月发改委能源局召开煤炭电力保供会议，提出“今明两年煤电每年新开工 8000 万千瓦，后年保障投运煤电机组 8000 万千瓦”，合计 1.6 亿千瓦，之后煤电项目核准审批 明显提速。据绿色和平统计，2022-2024 年全国范围内煤电机组的核准容量累计达到约 2.6 亿千瓦，“三个八千万”目标实现超额完成。考虑以煤电项目建设开工周期约 24 个月计算， 此批新核准的煤电机组有望于 2025-2026 年逐步投产。 用电需求疲弱，电力电量供需格局转宽松，电价进入下行周期。2023 下半年至 2024 年， 随着水电出力逐步回归多年均值，电力供需矛盾有所缓解，2024 年全国范围内未出现大范 围缺电限电事件。且因高耗能产业产量下滑拖累二产用电增速，叠加暖冬拖累居民用电增 速，24Q4 与 25Q1 全社会用电增速仅分别为 3.48%和 2.02%。在用电需求低迷，叠加水电 出力同比恢复，新能源 25H1因“136”号文抢装带来增发电量的背景下， 火电电量持续受 到挤占。2025 年 1-5 月火电累计发电量为-3.10%。电力电量供需格局转向宽松，电价步入 下行周期。年度交易方面，2025 年沿海省份年度长协电价同比出现幅度较大的明显下滑。 两广及华东江浙皖等沿海地区年度长协电价均有 2~10 分/千瓦时的降幅。月度交易方面， 2024-2025 年电网代理购电价格逐月环比持续下行。2025 年 1-7 月，全国平均的电网公司 月度代理购电价格为 388.23 元/MWh，相较燃煤基准价上浮 5.21%。自 2024 年开始，月 度代理购电电价出现逐月环比下行。
2）新能源消纳压力凸显，“95%”消纳红线正式放开
消纳的概念在新能源发展的不同阶段，其范围和内涵发生过较大变化。在新能源发展的早 期阶段，新能源电量由电网全额保障消纳。2007 年国家电力监管委员会发布《电网企业全 额收购可再生能源电量监管办法》中明确规定“电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内 可再生能源并网发电项目的上网电量”。而在“十三五”期间，国家发改委提出“保障性利 用小时数”的概念，在 2016年发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》中将可 再生能源发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。其中，保障性收购电量部 分由电网公司保障全额按标杆上网电价收购；市场交易电量部分由发电运营商通过参与市 场竞争方式获得发电合同。由于“十三五”期间新能源项目普遍存在较高的弃风弃光率， 2018年10月，国家发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》，首次明确要求“ 2020 年时，风电和光伏发电利用率要高于 95%”，从而保证新能源项目运营的收益率。然而由 于新能源本身出力存在间歇性波动性，叠加“十四五”以来风光新增装机持续提速，新能源 消纳压力逐步增大，先前划定的新能源消纳红线任务完成难度也逐步增大。在地区用电量 增速、电网建设水平和调节性资源保持不变的前提下，消纳率约束要求和新能源装机增长难以兼得。 进入“十四五”，消纳政策的改变主要借助于电力市场化改革的推进。2024 年 2 月，国家 发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，明确规定“因可再生能源发电企 业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收 购的，对应电量不计入全额保障性收购范围”。由市场化交易带来的新能源消纳“政策端豁 免”落地。5 月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通 知》，正式提出“科学确定各地新能源利用率目标，部分资源条件较好的地区可适当放宽， 原则上不低于 90%”的要求，官宣正式放松新能源消纳约束。
消纳资源日益趋紧，市场化手段调控装机增速。在地区用电量增速、电网建设水平和调节 性资源保持不变的前提下，消纳率约束要求和新能源装机增长难以兼得。在当前新能源产业链仍在高速发展的阶段，官方政策选择优化新能源消纳的约束有助于新能源装机的持续 稳定增长，短期内有利于新能源产业链的持续发展。但需注意的是，在短期内用电量增速， 电网投资建设速度和灵活性资源投建速度相对稳定的背景下，由优化新能源消纳率带来的 新能源装机增速再度拔高，或将导致短期内消纳格局再度恶化，进而影响存量项目的上网 电价与收益率，新能源发电运营商受制于项目收益率要求，或有望调整新能源项目投资开 发热情，进而实现以市场化上网电量电价为抓手调控新能源装机增长的目的。
2025 年 2 月 9 日，国家发改委发布《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》（发改价格〔2025〕136 号），从政策端推动新能源全面入市参与交易，并 设计相应的衔接机制“机制电价”，以维持存量项目收益水平。“136”号文官宣中国新能源 发电从保障性收购、有序入市正式进入到全面入市阶段，这是继 2021 年“1439”号文之 后，中国电力行业市场化改革向前迈出的重要一步。
1）“136”号文政策：兼顾全面入市与稳妥衔接
新能源全面入市，“新老划断+机制电价”做好衔接。“136”号文横向明确了新能源上网电 价全面市场化后与市场体系的衔接机制，纵向分存量、增量项目建立保障机制。“136”号 文明确新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能 源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。与此同时，为保障存量项目的合 理收益，“136”号文设立“新能源机制电价”作为保底，并以“新老划断”做好衔接：对 2025 年 6 月 1 日前投产的新能源存量项目以一定电量比例、以现行价格机制开展差价结算， 保障存量项目的收益水平；2025 年 6 月 1 日后投产的项目根据非水可再生消纳责任权重完 成情况动态调整纳入机制的电量比例，且机制电价根据新投产项目竞价环节形成。纳入机 制的电量规模、机制电价水平、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、 电力运行主管部门等明确。机制电价成为现阶段存量新能源入市的衔接过渡机制，实现稳 妥衔接。
存量增量待遇差别较大，收益不确定引发“531”抢装潮。从前述收入计算公式可以看出， 未来新能源项目的“保底收益”主要取决于“机制三要素”：机制电量、机制电价水平， 以及机制的执行期限。而“136”号文对于新能源存量项目和增量项目（以 2025 年 6 月 1 日投产与否作为分界线）提出差别较为明显的“保底待遇”。
存量项目：1）电量规模由各省根据现行具有保障性质的相关电量规模进行制定并妥善衔接。在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2）机制电价 按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。3）执行期限按照现行相关政策保障期限确 定。综合来看，“136”号文对存量项目的政策大方向为“保稳定”，政策意为对原先“保 量保价”部分的全额收购政策以“机制”名义延续，并在未来适当时机逐步缩减，实现存 量项目的平稳过渡。
增量项目：1）电量规模由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重 完成情况，以及用户承受能力等因素确定。2）机制电价由各地每年组织已投产和未来 12 个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成。3）执行期限按照同类项 目回收初始投资的平均期限确定。综合来看，“136”号文对增量项目的政策保护远不及存 量，“机制三要素”中电量需根据消纳责任权重需求确定，电价更是由新能源项目自行报 价“内卷”确定，量价均无“保底待遇”。
存量项目和增量项目的“机制三要素”差别较大，导致 25年上半年出现新能源项目抢装 “531”的热潮。2025 年 1-5 月，国内新增光伏装机 197.85GW，同比增长 149.97%；新 增风电装机 46.28GW，同比增长 134.21%。
2）各地衔接机制陆续出台： 保障机制差异较大，增量项目不确定性显著提升
2025 年 5-6 月，山东、广东、蒙东电网、蒙西电网、新疆等地相继发布“136”号文的落地 政策征求意见稿。“136”号文进入密集落地期，各省区之间对于机制电量和机制电价的制定 有所差别，对后续本省区内新能源增量项目的发展影响深远。
1. 山东：存量保障到位，机制电价最优。山东的“136”号文衔接机制重点放在存量项目 的保障上，旗帜鲜明地以本省燃煤基准价 0.3949 元/千瓦时作为存量项目机制电价；机制 电量方面，单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化；执行期限以项 目全生命周期剩余合理利用小时数为准。增量项目中，山东明确机制电价通过竞价确定， 原则上不高于该类型电源上年度机制电量竞价结果。首次竞价上限原则上不高于该类型电 源上年度结算均价。综合来看，山东给予存量项目较好的机制电价保障；机制电量保障虽 未明确，但我们认为当前政策有望延续现有山东新能源非市场化比例，即刨去 10%进入现 货后剩余 90%的体量；存量项目机制执行期限延续项目全生命周期剩余合理利用小时，做 好较好的衔接保障。
2. 广东：着重强调增量，执行期限承压。广东目前仅出台关于增量项目的相关机制。就增 量项目而言，其进入机制电量规模由省发改委、能源局确定，且申报比例上限在于存量项 目机制电量比例衔接的同时需不高于90%；就执行期限而言，广东给予海上风电项目14年、 其他新能源项目 12 年的执行期限，到期后不再执行机制电价。综合来看，广东给予增量项 目较为严苛的执行期。在现有新能源项目全生命周期合理利用年限为 20 年的背景下，仅给 予陆上风光 12 年、海上风电 14 年的保障期限，近半的生命周期暴露在市场中，广东增量 新能源项目的收益率不稳定性有所上升。
3．蒙东：存量保护较为到位，增量项目直面市场。蒙东电网在 5 月 29 日直接正式发布 “136”号文衔接机制。其中明确对存量项目的保护：分布式光伏、分散式风电、扶贫光 伏等项目全电量进入机制，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、 风电特许权项目按照现货市场连续运行前后分别给予 790 小时、635 小时、1900 小时、 1900 小时（为蒙东电网新能源“保量保价”收购小时数）和 380 小时、420 小时、760 小 时、720 小时；机制电价以蒙东煤电基准价（0.3035 元/千瓦时）确定；执行期限以全生命 周期合理利用小时数或项目投产满 20 年确定。但蒙东对增量项目直接放弃机制电量保护， 尚属目前公开方案的首例：对 6 月 1 日后投产的新能源增量项目，暂不安排新增纳入机制 的电量。综合来看，蒙东电网对存量项目保护较为到位，给予明确的机制电量、机制电价 和执行期限的保护标准；但对于增量项目直接取消机制电量电价的保护，蒙东地区增量项 目直面市场，收益率不确定性或将进一步抬升。
4．蒙西：电量略低于蒙东，增量几无保护。6 月，内蒙古自治区发改委发布《深化蒙西电 网新能源上网价市场化改革实施方案》的通知。蒙西对存量项目保护尚可，但相较蒙东机 制电量略低：分布式光伏、分散式风电、扶贫光伏、光热发电等项目全电量进入机制，带 补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目分别按照 215 小时、250 小时、1220 小时、1210 小时对应的电量安排；机制电价定为蒙西煤电基准价 （0.2829 元/千瓦时）；执行期限为项目全生命周期合理利用小时数或项目投产满 20 年。同样的，蒙西对增量项目保护较差：增量项目暂不安排新增纳入机制的电量。综合来看，蒙 西电网对存量项目保护与蒙东基本相同，除电量水平不及蒙东，亦给予明确的机制电量、 机制电价和执行期限的保护标准；但对于增量项目直接取消机制电量电价的保护。
5．新疆：存量保护较好，增量相对可观。6 月，新疆发改委就《自治区贯彻落实深化新能 源上网电价市场化改革实施方案（试行）》发表解读文件。与蒙东类似，新疆对存量项目保 护尚可：机制电量分别给予带补贴项目和平价项目 30%/50%的上网电量比例；机制电价分 别给予带补贴项目和平价项目 0.25 元/千瓦时（新疆燃煤基准价）/0.262 元/千瓦时（新疆 平价项目入市保障电价）的上网电量比例，执行期限取项目剩余全生命周期合理利用小时 数对应年限和投产满 20 年剩余年限中的较小者。相对而言，新疆对增量项目保护差强人意： 增量项目机制电量参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定；机制 电价设定 0.15~0.262 元/千瓦时的区间；执行期限 10 年 。综合来看，新疆对存量项目保护 较好，基本实现与现有情况衔接的目标；对于增量项目的保护相对较为可观，机制电量基 本延续存量情况，电价竞价区间相对友好。
3）总结与展望：仍需静待各地细则落地，新能源投资热情与收益情况不确定性提升
政策仍需静待各地细则落地，电量与电价均有调整可能。“136”号文要求“各地要在 2025 年底前出台并实施具体方案”，也即各地存量与增量机制差别、机制电价与电量保护 程度目前均不清晰。虽然“136”号文本意要求对存量项目做好妥善衔接，但各地衔接细 则对存量项目保护千差万别，对增量项目态度亦未统一，因而目前仍需静待各地细则逐渐 落地以详细判断对新能源后续投资热情与收益情况的影响。此外，未来各地机制电价电量 的制定方向值得持续关注。以目前已存在类似差价合约机制的广西为例，2025 年广西新能 源政府授权合约价格为 0.36 元/千瓦时，同比降低 2 分/千瓦时。因而在存量项目与增量项 目的机制电价与电量均可能进行年度调节的背景下，新能源项目的收益情况或将持续产生 变化，短期内新能源投资积极性与投资节奏或在收益前景不清晰的背景下受到冲击。
除“136”号文放开新能源入市外，国家发改委国家能源局还于 4 月发布了《关于全面加快 电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），要求全国范围内 2025年底 前基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，充分发挥现货市场发现价格、 调节供需的关键作用。这是继 2022 年《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》 （“129”号文）、2023 年《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（“813”号文） 之后，“十四五”期间出台的又一全面推进现货建设的全国性政策文件。
1）核心要点：现货推进全面提速，非试点省份后来居上
综合来看，自 2017年开展现货市场以来，电力现货市场试点的建设进度有所差异。截至目 前，首批试点中，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等 5 个省区已转入正式运行；而浙江、 福建、四川仍在结算试运行。本次“394”号文也是接续 2023 年“813”号文（《关于进一 步加快电力现货市场建设工作的通知》），再次对电力现货市场建设工作提出具体进程要求。 就本次《通知》来看，“394”号文对一、二批现货市场试点提出“鼓励先进，鞭策后进”的具体要求。其中，首批试点的浙江、二批试点的湖北和安徽作为进展靠前的先进省份， 分别被要求在 2025 年年底、2025 年 6 月底前和 2025 年 6 月底前转入正式运行。陕西作为 进展靠前的非试点省份，同样被要求于 2026 年 6 月底前转入正式运行。而对于进展偏落后 的省市区，包括首批试点中的福建和四川，以及二批试点中的辽宁、江苏、河南、上海， 以及非试点的重庆、湖南、宁夏、河北南网、江西、吉林、黑龙江、新疆、蒙东、青海等 省网，要启动现货市场连续结算试运行。
2）当前进展：现货市场建设全面铺开，推进速度明显加快
2023 年底以来，电力现货市场建设进一步全面加速，现货市场目前已在全国 29 个省级电 网区域开展试运行或正式运行。省级现货市场层面，继山西、广东于 2023 年底率先由试 运行转为正式运行之后，山东、甘肃现货市场分别于 2024 年 6 月和 9 月转正，蒙西和湖 北现货市场于 2025 年 2 月和 6 月转正。此外，浙江、安徽、陕西均在 2024 年内从短 / 长 周期结算试运行转为连续结算试运行。辽宁、河北南网均于 2024 年 11 月首次实现为期一 个月的长周期结算试运行，也均于 2025 年 3 月启动连续结算试运行，推进速度明显加快。 其余大部分省份在 2024 年也均有显著阶段更新，河南、湖南、宁夏、重庆均实现了月度 以上的现货市场长周期结算试运行，青海、吉林、上海、新疆、黑龙江、蒙东实现了短周 期结算试运行。
3）现货市场未来展望： 2025-2026 年全面铺开，调节性资源持续获益
2025 年是全国统一电力市场建设的里程碑之年，《关于加快建设全国统一电力市场体系的 指导意见》中要求“到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成”。2025 年以来，电力现 货市场在多省（区）“全面铺开”，长周期结算试运行已扩展至十余个地区。综合而言，当 前试点地区持续完善迭代，非试点地区积极探索实践，覆盖全国的电力现货市场进入分省落实阶段。此次“394”号文的重要意义在于再度认可电力现货市场在优化资源配置、保 证电力安全供应、促进可再生能源消纳等方面显著作用，再次明确现货市场建设“时间表”， 督促部分省份加速推进现货市场建设。我们预计，全国范围内的现货市场连续结算试运行 有望在 2026 年左右实现，现货市场有望迎来全面推广。
1）新能源消纳：分布式新能源强调自用，绿电直连开启消纳新篇
分布式光伏管理新政落地，自用及控制要求提升。2023 年 6 月，国家能源局发布《开展分 布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，在全国范围选取山东、黑龙江、 河南、浙江、广东、福建 6 个试点省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试 点工作，以期解决分布式光伏接网受限等问题。从各地 2024年公布的分布式光伏接入电网 承载力情况来看，“红区”仍在不断蔓延，分布式新能源接入和消纳瓶颈问题开始逐步凸显， 倒逼其由原先放开接入转向逐步受限。2025 年 1 月，国家能源局印发《分布式光伏发电开 发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7 号），加强对分布式光伏项目的区分和管理， 同时对其自用及控制提出要求：凡是户用光伏均可自行选择“全额上网”、“自发自用”或“自 发自用+余电上网”模式，大型工商业分布式光伏发电电量只能选择“全量自发自用”模式； 要求新建项目具备“四可”（可观、可测、可调、可控），要求存量项目加大投资改造力度， 实现“四可”。除此之外，各省落地细则同样贯彻落实分布式光伏管理办法。据光伏們统计， 截至 2025 年 6 月 22 日，全国共有 17 省已经发布分布式新政相关文件。从自用比例来看， 山西、山东、广西等 7 省一般工商业光伏自用比例要求 50%以上；福建、浙江、安徽等 6 省自用比例暂不作要求；内蒙古要求 90%以上，吉林要求 80%以上。
绿电直连政策突破性发布，消纳模式创新性发展。2025 年 5 月 30 日，国家发改委、能源 局发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650 号），首次 明确绿电直供项目规范化发展，提出风、光、生物质等新能源通过直连线路向单一电力用 户供给绿电，实现电量清晰物理溯源。对于绿电直连项目自发自用的比例，在“650”号 文中亦有明确：项目应按照“以荷定源”原则，项目整体新能源年自发自用电量占总可用 发电量的比例应不低于 60%，占总用电量的比例应不低于 30%，并不断提高自发自用比例， 2030 年前不低于 35%。上网电量比例上限一般不超过 20%。 “650”号文的重要意义在于填补国家层面绿电直连政策的空白，首次规范创新型绿电消 纳模式，同时为地方政府在制定绿电直连相关政策时提供了重要的指引。从需求方来看， 绿电直连政策直接满足对绿电溯源有较高需求的负荷用户，即出口导向性企业。近年来， 欧盟碳边境调节机制（CBAM）要求产品披露全生命周期碳排放，2022年12月出台的《电池与废电池法规》规定，自 2025 年 2 月 18 日起出口到欧盟的汽车动力电池必须申报产品 全生命周期的碳足迹。在我国现有的部分市场化工具，如购电协议（PPA）和绿证等暂未 被欧盟等国家完全接纳的背景下，为满足这一部分出口型企业的需求，绿电直连政策的出 台有助于国内出口外贸型企业满足国际市场绿色低碳要求。从供给方来看，绿电直连有望 成为未来新能源消纳模式的重要创新。“十四五”以来，新能源消纳压力随装机高速发展而 持续增长，95%“消纳红线”随之放宽，叠加“136”号文推动新能源电量全面入市交易， 新能源上网电量和电价的不确定性持续增加。绿电直连模式可以为供给方发电企业提供较 为稳定的负荷用户和多年期购售电协议，稳定的消纳途径和电价收益有望鼓励发电企业持 续推进消纳新模式。
2）容量电价：26 年按政策稳步增长，后续仍有可能继续提升
煤电电量下行，容量电价或将超预期提升。2023 年 11 月 8 日，国家发改委、国家能源局 联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格〔2023〕1501 号)，容量电价政 策正式落地。“1501”号文明确自 2026 年起，云南、四川等煤电转型较快的地方通过容量 电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于 70%，其他地方提升至不低于 50%。容 量收入及其占比将进一步提高，可为煤电利用小时数进一步下调提供支撑，推动煤电向基 础保障性和系统调节性电源并重转型。据落基山研究所相关研究，在不考虑电能量价格、 电煤价格和机组利用水平等波动的情况下，按照预期的容量电价调整规则，煤电经营主体 的容量收入占比预计平均提升约 3 个百分点，达到 8.3% 左右；预计容量电价的新一轮调 整，可支撑各地煤电利用小时数普遍下浮 150 小时左右，个别地区或可下浮 200 ～ 250 小 时或更多。尽管“1501”号文明确煤电容量电价稳步提升， 但就目前容量电价水平来看， 容量收入占煤电机组总收入 3%~7%之间。即便容量电价提升可以带来 3pct 的占比提升， 其占比依然偏小。而在新能源装机高速增长、煤电装机持续投产、电力供需格局逐步宽松 带动电价下行的发展趋势下，电量收入或将出现明显下行。因而容量收入理应持续提升， 以维持煤电机组合理收入。2026 年后煤电容量电价仍有可能进一步提升，从而对冲利用小 时数的下行趋势。
