2025年风电光伏行业分析：收益模式面临重构

  报告网网讯，随着国家发改委、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》(即136号文)的落地，风电光伏行业迎来了全面市场化的新阶段。这一政策不仅标志着新能源上网电量的全面入市，也为行业带来了新的机遇与挑战。本文将从政策影响、收益变化、市场机制等多个角度，分析2025年风电光伏行业的发展前景。

  一、风电光伏全面入市：收益模式面临重构

  136号文明确规定，除光热项目和海上风电外，风电光伏项目的上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，并建立差价结算机制。《2024-2029年全球与中国风电光伏行业市场现状调研分析及发展前景报告》指出，存量项目将衔接原有的保障性收购政策，收益相对稳定;而增量项目则需直面市场竞争，收益不确定性显著增加。

  以分布式光伏为例，此前一直处于政策保护中，未来将承担更多市场化费用，收益压力较大。数据显示，2024年全国风光新能源发电量达1.83万亿千瓦时，占全国发电量的18%，但市场化后，电价波动可能进一步加剧。

  二、绿证政策争议：绿色价值如何体现?

  136号文提出，纳入差价结算机制的电量将不再重复获得绿证收益。这一规定引发了业界广泛争议。绿证作为新能源绿色价值的体现，其收益不应被完全否定。业界呼吁，地方政府在制定配套政策时，应保留绿证核发的可能性，确保绿色价值的合理补偿。

  截至2025年1月，全国累计核发绿证51.86亿个，其中可交易绿证35.29亿个。绿证价格的走低虽为发电企业带来一定收益，但如何在市场化机制下平衡电能量收益与绿色溢价，仍是行业亟待解决的问题。

  三、中长期市场与差价结算机制：如何平衡?

  136号文的差价结算机制与中长期市场的结合存在不确定性。英国差价合约与实时交易价格挂钩，而136号文的差价结算机制则基于月度平均交易价格，这可能导致新能源项目在中长期市场的收益下降。

  以光伏为例，午间现货市场均价已跌破0.15元/度，而中长期市场电价约为0.2元/度。如果机制电量无法进入中长期市场，新能源项目的整体收益将受到显著影响。

  四、竞价上下限设置：市场化下的价格博弈

  增量项目的机制电价将通过竞价形成，各省需设置竞价上下限。竞价上限的设定将直接影响新能源项目的收益。风电光伏行业分析指出，考虑到地方经济发展和用户承受能力，竞价上限可能难以对标煤电基准电价，进一步压缩新能源项目的利润空间。

  五、海量新增装机与消纳能力：市场化能否破解难题?

  截至2024年底，全国新能源装机规模达14.1亿千瓦，2024年新增装机3.6亿千瓦。预计到2030年，每年新增装机将超过2亿千瓦。然而，市场化交易并不能完全解决消纳问题。以山东为例，2024年风光新能源装机渗透率达47%，但发电量占比仅为13%，远低于全国平均水平。

  提升电力系统消纳能力，是新能源发展的关键。德国风光新能源发电量占比达47%，可再生能源发电量占比突破60%，其成功经验值得借鉴。

  总结

  136号文的实施标志着风电光伏行业全面进入市场化阶段，为行业带来了新的发展机遇，同时也带来了收益模式重构、绿证政策争议、中长期市场平衡等多重挑战。未来，随着各省配套政策的逐步落地，风电光伏行业将在市场化机制下迎来新的增长点。然而，消纳能力的提升和绿色价值的合理体现，仍是行业可持续发展的核心命题。2025年，风电光伏行业将在政策与市场的双重驱动下，迈向高质量发展的新阶段。