“新能源占比提升将推高弃电率”“‘十五五’时期，我国新能源装机规模将普遍超过本地最大负荷”“特别是光伏产业潜力大、门槛低、易部署，午间大发的时段弃电成为常态”……近日记者采访时，多位专家一致认为，在全面新能源入市的情况下，我国新能源行业亟须加快建立新能源消纳综合评价指标体系。

　　在业内看来，随着《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》（简称“136号文”）的落地执行，我国新能源告别了长期依赖的“保障性收购”时代，全面迈入“全量入市+差价结算”的新时期，新能源行业的收益逻辑和经济性正在重塑。

　　■迈入收益下行与重构期

　　136号文颠覆了新能源场站传统的收益模型。在此前长达十余年的发展期内，我国大部分省区实施保障性收购政策，新能源场站收益由“保障性收益”和“市场化收益”两部分构成。

　　“保障性电量按燃煤基准价结算，为项目提供了坚实的收益底线；余量则参与市场交易。”国网能源研究院新能源所副室主任叶小宁对《中国能源报》记者表示，在这一模式下，集中式光伏、分布式光伏、陆上风电及海上风电的平均度电收入经测算分别可达0.34元、0.353元、0.345元和0.384元，行业整体享受到政策红利与规模扩张的双重叠加。然而，随着新能源渗透率在2025年突破22%，原有的保障性收购模式已难以承受海量新能源接入带来的补贴压力和系统平衡成本。全面入市后，新能源收益逻辑发生根本性重构，调整为“机制电量收益”与“市场电量收益”两部分。即场外建立差价结算机制，纳入机制的电量按机制电价结算，余量完全由市场交易价格决定。

　　从国网经营区首轮竞价情况看，除蒙东暂未安排新增项目参与机制竞价外，其余省区均已完成2026年机制竞价。刚发布的《中国新能源发电分析报告2026》数据显示，参与竞价的装机容量高达2.2亿千瓦，其中风电申报1.2亿千瓦、中标6850万千瓦；光伏申报1亿千瓦、中标6521万千瓦。机制电价方面，光伏电价处于0.15—0.4155元/千瓦时之间，风电电价处于0.1954—0.4155元/千瓦时之间，上海因燃煤基准价最高而触及上限，新疆光伏与甘肃风电则触及下限。机制执行年限普遍在10—12年，部分海上风电延至14—15年。但整体而言，风光平均上网电价均有一定程度降低，新能源已步入收益下行与重构期。

　　对于未纳入机制的分布式光伏，中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉《中国能源报》记者，目前主要有两条挽救路径：一是增配储能模式，通过增配储能设施，为用电户提供更高比例的分布式光伏电量，这是当前主要的解决模式。另一条是参与绿电直连，探索后续是否可以就近参与绿电直连消纳，以此挽救项目。

　　■存量与增量冰火两重天

　　在新能源全面入市的规则下，存量项目与增量项目的经济性呈现显著分化态势，未纳入机制的增量项目面临着生存挑战。

　　“对于存量项目而言，阵痛不可避免。”叶小宁分析，一方面，规则要求每年纳入机制的电量比例不得高于上一年，这意味着更多电量涌入现货市场；而另一方面，随着新能源装机激增，特别是在东北、西北等新能源富集地区，现货市场电价普遍大幅下降。在双重挤压下，各省区存量项目度电收益普遍下滑。虽然收益收窄，但由于前期机制衔接基本承接了原保障性收益，存量项目整体仍处于可控范围。

　　相比而言，新能源增量项目的经济性则出现“冰火两重天”。叶小宁指出，成功纳入机制的增量项目，其机制电量占比平均接近六成，且机制电价虽较燃煤基准价有所降低，但仍高于市场交易均价。这部分项目短期内能保障合理收益，但从全生命周期看，保障结束后需直面市场，远期电价面临下滑风险。

　　业内认为，新能源“重灾区”是未纳入机制的增量项目。此类项目仅能通过市场获利，受交易均价低迷影响，收益普遍断崖式下跌。其中，分布式光伏受到的冲击尤为剧烈。“究其原因，136号文后新投产的分布式光伏在并网前一年难以备齐备案文件、履约保函等竞价资料，2026年实际参与申报机制电价的分布式光伏装机仅430万千瓦，中标250万千瓦，仅为全年预计新增装机的5%，大量分布式光伏被挡在机制门外。”叶小宁直言。

　　■破局关键不能只盯电价

　　如何破解新能源经济性下滑的困局？业内专家认为，不能只盯着电价，必须从电力系统的整体物理架构与市场认知上破局。

　　从认知角度看，“适度弃电”是新型电力系统的常态。数据显示，2025年全国新能源利用率为94.2%，同比下降2.3个百分点，仅上海、重庆、福建实现100%的利用率。叶小宁指出，新能源渗透率不断攀升，国际上普遍存在弃电率随渗透率上升的客观规律。单一的“利用率”指标已难以反映真实消纳情况，极易导致认知偏差。未来，应加快建立包含系统弃电和特殊弃电在内的综合评价指标体系，引导行业从“保量保价”向“保合理收益、接纳合理弃电”转变，避免为了追求极致消纳率而付出过高的系统调节成本。

　　在彭澎看来，“适度弃电”的界定，人为定义缺乏实际意义，本质上应由市场机制来判断。为此，需要进一步放开更大范围的市场灵活性。目前许多“负电价”现象存在失真。若电价弹性无法拉开，整体配储速度将依旧偏慢。因此，应当给予储能更多参与机会，从而有效调节峰谷差。行业对于消纳率的容忍度普遍较低，核心诉求在于确保电量消纳。究其原因，项目收益存在天花板，而亏损却无底线。这种收益与风险的不对称性导致许多项目陷入亏损，进而致使新项目的投资放缓或决策趋于谨慎。

　　另外，必须以更大力度夯实电力系统的物理调节基础。目前，我国特高压工程建设已达46条，线路长超6.2万公里，未来要加快提速配电网高质量发展和新型调度体系建设。“尤其是要充分挖掘灵活调节资源，通过建立动态电力平衡机制，将调频市场纳入有功控制，健全储能调用机制，有效提升系统对新能源的承载力，从物理层面让新能源能发得出、用得掉。”叶小宁说。

　　需要注意的是，深化绿色电力市场建设是提升新能源经济性的重要补充。去年绿电交易电量达3285亿千瓦时，绿证交易量9.3亿个，绿证平均价格从2023年的0.72元飙升至5.57元，三年涨幅近七倍。在电能量价格承压下，通过绿电绿证交易可为新能源项目开辟新的收益来源，对冲全面入市后的电价下滑风险。