绿电电价下行，光伏尤为显著：近年来各大绿电公司电价整体呈下行趋势，2022 年以来下降趋势尤为明显，光伏电价下降尤其显著。2020-2024 年间，龙源电力、三峡能源、中国电力风电结算电价下跌范围在 3.3%-9.9%，2022-2024 年间华能国际、华电新能风电电价分别下跌 9.6%、11.1%。在相同时间段内，这五家公司光伏结算电价下跌 8.9%-40.0%不等。

从新能源结算电价结构来看，三个因素影响综合电价。我们将新能源公司结算电价拆分为保障性收购电量*保障性收购电价+市场化电量*市场化电价+可再生能源电价补贴。保障性收购电量比例、市场化电价以及电价补贴，在 2021 年以来持续影响综合结算电价，具体来看：

保障性收购比例逐年下降：2020 年我国提出双碳战略以来，新能源装机量不断攀升。从制度执行实际情况看，高比例可再生能源电力系统下，过去的由电网企业承担全额保障性收购可再生能源电量的模式，使电力系统成本高昂，落实难度持续增加，最终导致全额保障性收购制度逐渐弱化，保障性收购比例逐年下降，市场化成为发展趋势。

市场化电价逐年下降：一方面，新能源装机量不断攀升；另一方面，配套的抽蓄、新型储能等调节工程及超高压输电工程等促进消纳的工程建设进度相对缓慢，使新能源消纳问题日益凸显，在新能源出力多的时段，边际成本极低且面临消纳问题的新能源被迫以低价参与市场，使市场化电价下降。

2022 年后均为平价项目，摊薄整体电价：《关于 2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》规定，2021 年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网；新核准海上风电项目、新备案光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。此后，各地方陆续出台海上风电政策，将其纳入平价范畴。

1、新能源全面入市，可持续发展结算机制稳定新能源电价

2025 年 2 月，中央 136 号文出台，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革，推动新能源全面进入市场。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，非机制电量部分全面进入市场。以 2025 年 6 月 1 日为界限对项目进行新老划段，分别适用不同政策。

绿电电价新机制出台，结算模式得到整体统一。中央 136 号文重点提及可持续发展价格结算机制，并围绕提出机制电量、机制电价和执行期限，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，结算费用纳入当地系统运行费用，向用户侧传导。中国各地区存量以及增量新能源项目的电价结算模式，在中央136 号文背景下得到统一。

重点关注机制电量、机制电价，市场化电价市场决定。

1）对新能源存量项目，由各地妥善衔接现行具有保障性机制的相关电量规模政策，新能源项目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。机制电价不高于当地煤电基准价。执行期限按照现行相关政策保障期限确定。存量项目衔接原有保障性政策，使存量项目获得较为稳定的电价和收益率，确保其平稳运营。

2）新能源增量项目，由非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定，第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例衔接；机制电价由增量项目市场化竞价形成；执行期限按照现行相关政策保障期限确定。增量项目收益率需要重点关注机制电量的比例与机制电价竞价结果，价格信号将更好的引导新能源项目投资趋于地区真实需求与年份间真实需求。非机制电量部分，由市场最终决定。

2、市场化电价有底，具备合理收益率区

间中国电力交易体系框架走向成熟。电能量市场按时间层级主要分为电力中长期市场和电力现货市场，中长期包含数年、年、月、周、多日等不同时间维度的交易。市场主体可通过双边协商、集中交易等市场化方式，提前锁定发电企业预期收益，稳定市场预期，平衡长期供需。现货市场主要开展日前、日内、实时的电能量交易，通过竞争形成分时市场出清价格。现货承接中长期，已经形成中长期与现货结合的市场结算。

中长期交易依然是电力交易的压舱石。《关于做好 2025 年电力中长期合同签约履约工作的通知》中规定，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的 90%，占比极大。即使对于水电和新能源发电量占比较高的地区，适当放宽要求，原则上也不能低于 60%。通过签订中长期电力交易合同，发电企业能提前锁定电量销售规模，依据合同电量安排生产计划，减少发电能力闲置或者过度发电却无法消纳的情况；中长期交易价格相对稳定，在合同期内，交易双方需按照约定价格执行，在很大程度上限制了电价的过度波动，起到了稳定电价的压舱石作用。从电力市场出清角度来看，火电机组依然是系统边际出清机组，中长期电价交易结果受火电的边际成本（动力煤、天然气一次能源价格）影响较大。

对于水电和新能源发电量占比超过 40%的地区，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于 60%。

现货市场占比不高，反应短时平衡，风电更占优势。电力市场整体处于不断发展完善的过程中，现货市场相对起步较晚，市场规则、交易机制等还在进一步成熟优化，目前在整个电力交易中占比相对不高。现货市场聚焦于短时间内的电力供需匹配。其价格会随着短时供需变化快速变动，当出现电力供应紧张时，电价会快速上升，引导用电企业采取错峰用电等措施来减少用电负荷，同时激励发电企业尽快增加发电能力；而在电力供应宽松、电价走低时，发电企业会适当降低发电功率，避免资源浪费。

目前的电力现货市场上，风电相较于光伏有着明显优势。原因主要在于，光伏在一天当中日出后功率快速上升，中午达到峰值后又随着日落快速下降，功率变化曲线较为陡峭，日内波动幅度极大。风电功率虽然也会随风力变化而波动，但其功率变化相对更平缓。由于供需两方面的共同影响，各省市普遍存在 10-17 点间现货价格出现明显低谷的情况，现货价格曲线一般与风电典型出力曲线趋势比较类似，而与光伏出力曲线截然相反，因此，对风电在现货市场上获得良好价格较为有利，而对光伏较为不利。对各地区风电、光伏均价的统计也能验证这一点，绝大多数地区的风电均价均高于光伏。

市场化电价有底，具备合理收益率区间。无论是近年来中长期电价下行，还是现货市场上风光出现零价甚至负电价，风电光伏项目长期收益率引发担忧。长期来看，风电光伏终将成为中国电源侧发电主体电源，综合考虑中长期市场结算价格与现货市场结算价格，综合结算电价或者项目收益率终将回归理性。根据大唐集团发布《大唐集团新能源项目收益率动态管理方案》，明确了不同类型风电、光伏项目的税前全投资内部收益率（主）、税后资本金内部收益率（辅）要求。

参考投决标准为项目资本金 IRR 为 6%，我们搭建集中式光伏与集中式陆上风电收益率测算模型，以资本金 IRR=6%作为底线，光伏项目上网电量均价为 0.238 元/千瓦时，而同电价下风电项目资本金 IRR 为 9.8%。当风电项目上网电量均价为 0.197 元/千瓦时，风电资本金 IRR 达到 6.0%，同期，光伏项目资本金 IRR 仅为 1.8%。长期电价回归理性，新能源项目将具备合理收益率，同时考虑到风电均价普遍高于光伏，在光伏项目能获得合理的 IRR 的情况下，风电项目会有良好的收益率。

绿电绿证收益值得期待。绿证制度的建立和完善对绿电行业有多方面积极影响，其有利于引导全社会绿色电力消费，有利于推动可再生能源发电项目开发建设和消纳利用。自 2017 年起中国试行绿证核发和自愿认购制度以来，相关政策不断拓展，直至 2023 年7 月，实施绿证全覆盖政策，明确绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明，此后绿证价格曾到达历史峰值。但是生态环境部 2023 年 10 月发布的《关于做好 2023—2025 年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》不认可绿证对碳排放量的抵扣机制，该文件发布后，我国绿证平均成交价大跌，严重影响了绿电环境价值的兑现。

不过 2024 年以来我国先后出台一系列绿电绿证相关政策，目前，绿证制度体系框架已经基本建成，核发质效显著提升，市场活力持续增强。2024 年绿证核发量提升极大，导致绿证价格下跌；但自 2025 年以来，随着政策体系的完善和绿证需求的增加，2025 年绿证价格已呈回升趋势，未来绿电绿证收益值得期待。

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