东吴证券报告指出，2025年中央136号文推动新能源全面入市，改革力度超预期。文件建立可持续发展价格结算机制，由各省级主管部门明确机制电量、机制电价，对机制电量由电网企业开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用向用户侧传导。新能源电价结算模式得到整体统一，长期电价有底。
新能源全面入市——136号文核心内容
2025年2月，国家发改委、国家能源局出台《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》（中央136号文）。核心内容包括：新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场；完善现货市场交易机制，推动新能源公平参与实时市场；健全中长期市场交易机制，允许供需双方结合新能源出力特点合理确定合同量价、曲线。以2025年6月1日为界限对项目新老划段。对存量项目，机制电量衔接现行保障性政策，机制电价按现行政策执行（不高于当地煤电基准价）。对增量项目，机制电量规模由各地根据消纳责任权重完成情况确定，机制电价由竞价形成。非机制电量部分全面进入市场由供需决定。
可持续发展结算机制——电价有底的制度保障
可持续发展价格结算机制是136号文的核心创新。对纳入机制的电量，按照市场交易均价与机制电价的差价，由电网企业开展差价结算。存量项目可获得较为稳定的电价和收益率，确保平稳运营。增量项目通过竞价形成机制电价，价格信号引导新能源投资回归真实需求。目前中国已形成中长期（电量占比高）与现货（反应短时供需）结合的市场结算模式。2025年电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%，中长期作为压舱石，电价有底。长期来看，风电光伏终将成为发电主体电源，项目收益率存在合理区间，长期电价有底。
风电相比光伏的电价优势——现货市场验证
在电力现货市场上，风电相较于光伏有明显优势。光伏在一天当中出力曲线陡峭（中午达到峰值），各省市普遍存在10-17点现货价格低谷与光伏出力高峰重合。风电功率变化相对平缓。2024年各地区现货均价验证了这一规律：山西风电268元/兆瓦时vs光伏211元/兆瓦时（风电高57元/兆瓦时）；山东风电267元/兆瓦时vs光伏169元/兆瓦时（高98元/兆瓦时）；甘肃风电185元/兆瓦时vs光伏123元/兆瓦时（高62元/兆瓦时）。风电均价普遍较光伏高出30-80元/兆瓦时。
表2：2024年各地区风电与光伏现货均价对比| 地区 | 风电现货均价（元/兆瓦时） | 光伏现货均价（元/兆瓦时） | 风电-光伏价差 |
|---|
| 山西 | 268 | 211 | +57 |
| 山东 | 267 | 169 | +98 |
| 甘肃 | 185 | 123 | +62 |
| 蒙西 | 367 | 348 | +19 |
| 湖北 | 345 | 310 | +35 |
收益率测算——风电安全边际显著更高
以资本金IRR=6%为标准测算。光伏项目上网均价0.238元/千瓦时、利用小时1200小时为基准情景。若电价跌至0.18元/千瓦时，即使利用小时1400小时，光伏IRR仅约1%-2%。同等电价0.238元/千瓦时、利用小时2200小时，陆风资本金IRR约9.8%。当电价跌至0.197元/千瓦时，陆风IRR仍达6.0%，同期光伏仅1.8%。风电的收益率安全边际显著更高。绿证收益同样值得期待：2025年以来绿证价格已呈回升趋势，电解铝、钢铁、水泥、多晶硅、数据中心等高耗能行业被设置绿电消费比例要求（25.2%-80%），绿证需求有望持续增长。长期电价回归理性，新能源项目将具备合理收益率。
