“136号文”年度大盘点及新能源投资逻辑分析

引言

2025年，对于新能源电站投资者而言，是行业认知与投资逻辑经历深刻重塑的一年。随着国家发展改革委、国家能源局于2月正式发布《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，以下简称136号文），行业长期依赖的“保量保价”机制面临调整。

市场对政策变化的反应迅速且显著。近期，资本流动呈现出“弃光投风”的趋势，旨在通过风电出力的时间特性对冲市场风险。然而，这种基于短期市场表现的赛道切换，是否足以支撑长周期的资产稳健增值？在“十五五”规划即将启动之际，新能源投资的底层逻辑正在发生什么样的根本转变？

本文基于136号文发布后的市场数据，旨在客观剖析当前资产配置变化的深层动因。笔者认为，应对行业周期调整的关键举措，不能只倾向于短期对单一资源的简单置换，更在于顺应宏观战略与市场价格机制的引导，实现从“单一售电”向“系统价值创造”的模式跃迁。

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136号文下的新能源电站投资价值分析

136号文确立的差价竞价机制落地后，受资源禀赋、消纳条件、负荷结构等多重因素的交互影响，全国新能源投资版图不再是铁板一块，不同区域的投资价值呈现出显著的马太效应。

1.1 投资价值统计与分析评级

基于已公示的2025-2026年首轮及统一竞价结果，笔者构建了包含价格、资源与系统约束的评价体系，将风电与光伏的投资价值进行拆分评级，以客观还原当前的区域分化实态。请详见表1。

表1 各省136号文机制电价（量）统计及价值分析表

以下电价均为136号文框架下已公示结果；

评级 S=战略做多，A=结构性机会，C=谨慎观望；“—”表示未单列或暂无权威数据

序号	省份/区域	代表批次	风电机制电价(元/kWh)	光伏机制电价(元/kWh)	区域特征简析	风电评级	光伏评级
1	甘肃	2025/26统一	0.1954	0.1954	贴下限出清，较煤电基准折价明显，增量空间紧，外送依赖度高	C	C
2	青海	2025/26分批	0.24	0.227-0.24	低价大基地特征明显，消纳高度依赖外送和水电调峰	C	C
3	新疆	2025增量	0.252	0.235	典型“风贵光贱”，但边际项目仍受长距离外送与波动性约束	C (略优)	C
4	宁夏	2026统一	0.2595	0.2595	风光同价，本地消纳有限，作为电力输出省份回报弹性较小	C	C
5	黑龙江	2026统一	0.2281	0.2281	贴下限出清，风电利用小时和冬季出力具比较优势	A	C
6	辽宁	2025/26分批	0.33	0.3	风电竞价贴上限，负荷相对稳定，风电略优于光伏	A	A (弱)
7	河北南网	2026	0.353	0.3344	价格接近上限，地处京津冀负荷腹地，消纳条件尚可	A	A
8	冀北电网	2026	0.347	0.352	风资源优势明显，依托特高压外送；光伏偏向就地消纳	A	A
9	山东	2025首轮	0.319	0.225	风电价格接近煤电基准，光伏价格大幅下探，分化剧烈	A	C
10	天津	2025/26统一	0.3196	0.3196	价格近上限，机制电量空间未饱和，竞争烈度适中	A	A
11	云南	2025首轮	0.332	0.33	依托水电调节，风电在枯水期及夜间具备较强互补价值	S	A
12	江西	2025/26分批	0.375→0.365	0.33→0.379	电价中枢较高，光伏价格倒挂反映屋顶资源稀缺性	A	A
13	福建	2026	0.35 (含陆上)	0.35/0.388	依赖海风海光及沿海负荷，高成本伴随高电价，适合长线配置	S/A	S/A
14	广东	2025首轮	—	0.36 (分布)	分布式光伏价格接近上限，锁定珠三角高价值负荷	—	S
15	安徽	2025/26统一	0.384	0.384	均在高位出清，长三角内陆负荷区，网架条件较好	S	S
16	海南	2025/26统一	0.3998	0.3998	上限出清，机制电量比例高，包含海岛系统成本溢价	S	S
17	上海	2025/26统一	0.4155	0.4155	对标煤电基准，反映土地稀缺性与负荷中心的高溢价	S	S
18	浙江	2025仅光	—	0.3929	集中式光伏贴上限，绿电直供与算力园区需求旺盛	—	S
19	陕西	2026分批	0.352	0.35	价格近上限，作为通道省份，资源与负荷相对均衡	A	A
20	重庆	2025/26分批	0.3961	0.3963	接近上限及煤电基准，山地成本高但综合收益有保障	S	S
21	山西	2025批	0.2847	0.32	风电约0.285、光伏0.320；风电明显偏低，光伏居中。	C	A
22	吉林	2026	0.25	0.334	风电0.25偏低、光伏0.334；风光价差较大。	C	A
23	湖北	2026	0.387	0.333	风电0.387贴近上限、光伏0.333；风电显著更强。	S	A
24	湖南	2025/26统一	0.33	0.375	风电0.330、光伏0.375；光伏溢价明显、机制电量约32.76亿度。	A	S
25	江苏	2026	—	0.36	本轮出清均为光伏（0.36）；机制电量约131亿度，风电未出清。	—	A
26	四川	2025/26统一	0.393	0.373	风电0.393贴近上限、光伏0.373；总机制电量约50.2亿度。	S	S
27	北京	竞价组织公告	待公示	待公示	2026竞价已启动：总规模12亿kWh，申报价上限0.3598，执行期12年。	—	—
28	河南	竞价启动（未见出清）	待公示	待公示	竞价已启动：规模约105.13亿度；风电0.113-0.349、光伏0.121-0.349（执行期12年）。	—	—
29	贵州	细则发布（未见出清）	待公示	待公示	细则已发：存量0.3515；增量区间风电0.19-0.3515、光伏0.25-0.3515。	—	—
30	广西	实施方案发布/征求意见	—	—	方案已发布（框架已定）；竞价结果待跟踪年度公告/新能源云。	—	—
31	内蒙古（蒙西/蒙东）	电网口径方案	—	—	蒙西披露增量暂不安排机制电量；蒙东先行全面入市，口径与省级竞价不同。	—	—
32	西藏	—	—	—	—	—	—

1.2 投资价值分化的逻辑框架

市场数据反映了投资从“风光同权”向“价值分化”的逻辑演进，其核心评价标尺包含三个维度。

首先是价格维度的分层。低于0.25元/kWh的区域，除个别资源禀赋极佳的项目外，项目收益普遍承压，属于成本敏感区；0.25至0.35元/kWh区间属于中性博弈区，投资价值取决于资源禀赋、送出条件及机制电量比例的综合匹配；高于0.35元/kWh则进入高溢价区，但通常伴随着较高的系统成本（如海上风电、山地施工）或严格的土地与并网约束。

其次是资源特性的差异。在“三北”及沿海地区，风电利用小时数普遍高于光伏，在同等电价水平下，风电凭借更高的发电量，在内部收益率（IRR）测算上具备天然优势。

最后是负荷结构的匹配。风电出力多集中于夜间及平峰时段，避开了午间光伏集中出力导致的低价区。在全生命周期参与电力市场的预期下，风电的加权平均电价表现更为稳健，但需注意在部分外送依赖度高的区域，绝对低价与弃电风险可能抵消这一优势。

1.3 区域特征的类型化分析

基于上述逻辑，全国新能源投资版图清晰地划分为三类典型特征区域。

第一类是以西北大基地为代表的“极度内卷区”。甘肃、青海、新疆、宁夏等地呈现出显著的“风光双C”特征。尽管在新疆等地风电价格略优于光伏，但受制于整体的低电价环境与消纳瓶颈，机制电量空间十分有限，申报竞争异常激烈。在这类区域，无论是风电还是光伏，实际上都面临着较大的经营压力，并非传统意义上的避险资产。

第二类是以北方及山东为代表的“中性博弈区”。黑龙江、辽宁、河北以及山东等地呈现出“风A、光A/C”的分化格局。山东作为这一格局的典型样本，其风电价格已接近煤电基准，而光伏价格则大幅下探，这种价格剪刀差深刻反映了市场对不同电源系统价值的差异化定价。在此类区域，风电凭借其出力特性，在当前的市场机制下具备相对比较优势，成为了“弃光投风”策略的主要承载地。

第三类则是以中东部及沿海为代表的“红利溢价区”。云南、长三角、珠三角等地以S或A级评级为主，但其溢价的底层逻辑各不相同。云南的溢价源于水电调节带来的消纳优势，风电在枯水期的互补价值得以体现；上海、浙江等负荷中心的高溢价，源于用户侧对绿电的高支付意愿以及对系统安全的补偿；而广东、福建等地则是由于土地资源稀缺，倒逼出了分布式项目的高价格。这一区域代表了未来系统价值变现的高地。

02

短期市场的投资倾向分析

在上述区域价值深度分化的宏观背景下，市场资本敏锐地捕捉到了价格信号的变动，迅速在投资行为上做出了“用脚投票”的响应，这种响应不仅体现在增量资金的流向选择上，更深刻地反映在存量资产的结构性调整之中。

2.1 光伏投资规模的结构性调整与指标清理

136号文发布后，多地启动了光伏项目指标的核查与清理工作，这是行政管理与市场机制共同作用的结果，反映了在土地要素约束趋紧、消纳空间有限以及市场化竞价机制下，部分项目预期收益率面临重估的现实。

从资源富集的西、北部到沿海地区，光伏项目的核减与指标回收成为一种供给侧的结构性调整，部分中央企业在政策落地后，对投资组合进行了主动优化，缩减了部分缺乏竞争力的光伏项目规模。表2梳理了136号文发布后的调整动态，反映了这一产业趋势。

表2 136号文影响下的部分光伏项目清理与调整统计表

序号	市场现象	具体案例/数据	时间/范围	主体/地区	数据来源
1	项目集中废止	山西首批废止14个风光项目，其中光伏10个（487.95MW），风电4个（104MW），光伏占比显著	2025-05	山西省能源局	华夏能源网
2	水面光伏调整	福建单批废止10个水面光伏项目，总规模约1.143GW	2025-02	福建省发改委	华夏能源网
3	基地指标清理	陕西2025年1–4月累计废止新能源保障性并网项目规模达1.83GW，包含多项基地光伏项目	2025年Q1	陕西多地发改委	政府公告汇总
4	设备采购调整	中国电建终止原计划规模51GW的“2025年度光伏组件框架集采”，原因为政策调整导致需求变化	2025-04	中国电建集团	企业公告
5	存量核准调减	长源电力将湖北两个新能源基地光伏规划装机由150万千瓦下调至70万千瓦，投资规模缩减约47亿元	2025-12	长源电力	企业公告

2.2 风电投资规模的增长与重心转移

与光伏领域的结构性收缩形成鲜明对比的是，风电领域在136号文发布后表现出投资规模回升与项目储备扩容的迹象，主要能源央企在优化光伏投资的同时，加大了对风电领域的资源倾斜。

表3 部分央国企风电投资变化分析表

序号	市场现象	核心数据/事实	时间/范围	主体/地区	数据来源
1	战略重心转移	长源电力明确将“优先发展风电”作为主攻方向，在压减光伏的同时核准新风电项目	2025年公告	长源电力	澎湃新闻
2	订单结构反转	中国电建2025年前三季度风电新签合同额1828.74亿元（同比+54.67%），光伏新签1379.18亿元（同比-33.36%）	2025年Q3	中国电建	企业经营公告
3	投标趋势验证	2025年1–4月中国电建风电新签金额同比增幅超68%，而光伏同比下降约34%	2025年Q1	中国电建	东吴证券研报
4	招标维持高位	2025年1–5月陆上风电机组招标39GW，同比增长20%，整体景气度较高	2025年H1	全国范围	招标平台汇总

2.3 设备招标价格的市场反馈

投资热点的切换传导至上游制造环节，引起了价格信号的波动，风机招标价格在经历低位徘徊后出现企稳回升迹象，反映了当下行业供需关系的边际改善。

风机价格的回归与招标规模的增长，一方面体现了产业链议价能力的修复，另一方面也印证了投资主体对风电项目成本上升的接纳度有所提高。值得注意的是，供应链成本的波动也将成为影响未来项目收益的关键变量。

表4 部分风电设备招标价格与成本走势统计表

序号	市场趋势	核心监测数据	时间节点	数据来源
1	陆风量价齐升	陆风机组招标规模同比+20%；不含塔筒中标价企稳在1500元/kW以上，含塔筒维持在2000元/kW以上	2025年1-5月	东吴证券
2	海风价格韧性	海风机组（含塔筒）中标价维持在2500–2900元/kW区间，显著高于陆风，显示出较强的价格支撑	2025年初	行业统计
3	零部件成本上浮	2025年初谈价季显示，大兆瓦铸件平均涨价6–8%，110m+叶片预计涨价5–10%，预示整机成本底部抬升	2025年初	行业统计

2.4 政策机制下的投资经济性分析

新能源投资“弃光投风”的表象背后，实则是136号文构建的新型电价机制正在对不同电源的系统价值进行重新校准。

136号文通过全面传导分时现货电价信号，将“时间价值”引入了资产估值体系，由于光伏出力曲线具有高度的同时性，随着渗透率提升，午间供需错配加剧，导致现货电价被加速压低，这一机制深刻暴露了光伏发电在经济学上的结构性痛点--“自我侵蚀效应”。

而且，根据有关智库报告显示，光伏渗透率每提升1%，其现货贴现率幅度约扩大2%，而风电因出力随机性强且多集中于夜间或清晨，与电网尖峰负荷重合度较高，其现货贴现率幅度仅扩大约1.16%，体现出更高的当期价值和资产优越性。

这种内生价值的差异已在竞价活动中转化为显著的价差。以山东省2025年首轮机制电价竞价为例，风电出清价高达0.319元/kWh（逼近上限的91%），显著高于光伏的0.225元/kWh（仅占上限的64%），这体现了市场对风电“反调峰”价值与光伏“同时性”折价的公允定价。

更为关键的是，随着2025年一季度风光利用率双双向90%的政策目标收敛，“以量补价”的路径已被封堵，在利用小时数封顶与现货价格承压的双重约束下，投资回报的底层逻辑，已不可逆转地从单一追求低度电成本（LCOE）的工业制造思维，转向捕捉高价值时段、规避同质化竞争的电力市场博弈思维。

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风电投资的阶段性优势与风险研判

尽管前文分析指出了风电在当前时点的比较优势，但必须辩证地认识到，136号文的政策顶层设计旨在推动技术公平竞争，任何单一技术路线都难以在市场化浪潮中维持长期的超额收益。

3.1 价格机制的调节与边际效益递减

136号文规定的差价结算机制具有明确的兜底性质，且增量项目的机制电价设有严格的执行期限，这表明风电目前享受的高机制电价具有鲜明的阶段性特征。随着风电装机占比的持续提升，其在现货市场的折价幅度将随之扩大，最终形成与光伏一样的自我侵蚀效应，当风电核准规模持续增长，其边际电价将面临必然的下行压力。

3.2 优质资源的稀缺与成本曲线的变化

陆上优质风能资源开发程度已处于高位，新增项目正逐步向高海拔地区或深远海延伸，开发难度与边际成本相应增加，与此同时，风机及关键零部件如铸件、叶片价格出现触底回升迹象，表明新增项目的成本中枢可能上移。

若现货电价中枢下行，高成本的海上风电项目对建设成本与工期的敏感度将显著上升，其投资回报率的确定性面临挑战。

3.3 系统价值对单一发电收益的替代

国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发改能源〔2025〕1360号，以下简称1360号文）与国家能源局发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能〔2025〕93号，以下简称93号文）明确了新的核心导向，政策的核心意图在于倒逼所有新能源资产融入系统，强调集成融合的价值创造。

因此，当前的投资热点切换，应理解为结构再平衡过程中的价格修复，亦标志着单一技术路线长期垄断局面的终结，下一阶段的竞争焦点，将从规模扩张转向对能源资产系统价值的深度挖掘。

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“十五五”能源投资新范式分析

站在“十四五”圆满收官与“十五五”蓄势启航的历史交汇点，《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》（以下简称“《“十五五”规划建议》”）进一步将加快建设新型能源体系确立为关键战略任务，2025年的中央经济工作会议亦明确提出了做优增量、盘活存量与因地制宜发展新质生产力的战略要求。

在这一宏观背景下，叠加136号文、1360号文及93号文的政策合力，能源投资逻辑正发生根本性范式转移：已由单一追求装机规模的粗放扩张，演进为追求系统融合、场景创新与存量提质的高质量发展，不仅要算经济账，更要算系统账与安全账。

4.1 宏观布局：从单打独斗跃升为源网荷储深度融合

依据93号文关于促进新能源集成融合发展的顶层设计，并结合《“十五五”规划建议》中统筹沙戈荒新能源基地外送与就地消纳等战略部署，“十五五”期间的能源基地建设将彻底告别重建设、轻消纳的传统路径，转而构建高度自洽、多能互补的生态系统。

4.1.1 全要素协同的100%新能源基地

93号文明确支持打造100%新能源基地，这要求投资主体在规划阶段就应该跳出单一电源思维，统筹风光资源、调节电源与送出通道；多能互补机制也将成为关键，通过科学配置光热发电、抽水蓄能及新型储能，实现不同电源间的出力互补。

同时，针对沙戈荒大基地，必须建立送受端国家战略责任体系，这不仅要求送端提升电源质量，更要求受端省份强化消纳责任，通过跨省区长协与现货交易机制，确保外送通道的高效利用。

在基地本地引入绿氢（氨醇）一体化基地等灵活用能负荷，通过源荷互动解决新能源出力波动性难题，提升基地整体经济性与运行稳定性。

4.1.2 一体化开发的纵深推进

在政策指引下，接下来的投资重心也将从单一的风电或光伏项目，转向水风光一体化、风光气储互补等复合型项目，以实现资源利用的最大化。

依托西南大型水电基地，利用水电优异的调节特性平抑风光波动，推进主要流域水风光一体化开发，实现水风光打捆送出，提升通道利用率。

在空间复合利用方面，落实节约集约用地原则，鼓励利用采煤沉陷区、闲置土地、矿区排土场等发展复合型新能源项目；在沙戈荒地区推广风光同场建设，实现场区空间、输变电设施及调节能力的集约共用，显著降低非技术成本，提升土地利用效率与项目整体回报率。

4.2 场景创新

贯彻落实国务院办公厅《关于加快场景培育和开放推动新场景大规模应用的实施意见》（国办发〔2025〕37号）及1360号文精神，未来的能源投资机会将大量涌现于新场景的培育与开放之中。

其投资核心在于通过技术突破与模式创新，主动创造消纳场景，而非被动等待电网接纳。

4.2.1 融合新业态的就近消纳体系

政策大力支持源网荷储一体化、绿电直连及智能微电网等新模式，旨在打通生产与消费的物理与逻辑壁垒。

在工业园区、高载能产业聚集区，构建自平衡、自调节的局域能源系统；通过绿电直连模式，将原本被动的输电权转化为主动的供电权，不仅规避了远距离输电的损耗与过网费成本，更通过产消协同提升了能源系统的整体效率，助力出口型企业应对国际碳关税壁垒；结合东数西算工程，推动新能源基地与算力设施协同规划，实现瓦特与比特的深度融合；在交通领域，依托高速公路、港口、机场等场景，建设光储充换一体化设施，打造清洁能源车辆运输走廊，推动交通用能的绿色化替代。

4.2.2 非电利用的增量蓝海

93号文特别强调积极推动新能源多元化非电利用，这意味着投资视野需从电力市场延伸至化工、交通、供热等广阔领域，开辟电力市场之外的第二增长曲线。

构建风光氢储协同体系，重点规划建设绿色氢、氨、醇综合产业基地。通过因地制宜发展离网或弱并网制氢，将不稳定的风光电力转化为易于储存和运输的化学能，推动重卡、航运、冶金、化工等领域的绿色燃料替代，实现新能源价值的多元化变现与跨时空转移。

在北方地区探索风光余电供暖、地热能梯级利用等清洁供暖模式；在沿海地区，推动海上风电与海洋牧场、海水制氢、海洋油气开发的融合发展，打造深远海能源岛，拓展蓝色经济新空间。

4.3 资产经营

落实2025年中央经济工作会议关于盘活存量的要求，以及国家能源局相关技改政策，“十五五”期间的存量资产价值重估将成为与增量开发并重的投资主题。这就要求投资者具备精细化运营能力，通过技术赋能挖掘存量资产的剩余价值。

4.3.1 技术赋能的存量升级与以大代小

针对老旧风电场与光伏电站，通过以大代小、设备更新及智能化改造，提升发电效率与安全性，是实现集约发展的必然选择。

风电场改造升级利用既有场址资源，将老旧、低效的小容量风机置换为大兆瓦、高效率的先进机组，这不仅能在不新增用地指标的前提下实现产能倍增，还能通过各省出台的增容不增地政策红利，优化资产结构，显著提升项目全生命周期收益率。

光伏电站提质则推广应用高效组件、智能支架及数字化运维系统，对老旧光伏电站进行技术改造，提升系统转换效率与容配比，修复因组件衰减或设备老化导致的发电量损失。

4.3.2 虚拟电厂与聚合调控的商业化

多项政策都鼓励的利用数字化、智能化技术，将分散的分布式光伏、电动汽车、用户侧储能、可调节负荷等资源聚合为虚拟电厂，是提升新型电力系统灵活性的关键手段，也是发展新质生产力的典型代表。

通过聚合调控，使海量分散资源具备参与电力辅助服务市场（如调峰、调频）与需求侧响应的能力，此举既能为存量资产创造除售电收益之外的额外调节收益，亦能有效缓解电网调节压力，实现源网荷储的友好互动与价值共创。

4.4 投资策略

面对行业范式的深刻变革，投资主体需保持战略定力，摒弃惯性思维，确立适应新周期的投资策略，在不确定性中寻找确定性增长。

4.4.1 警惕同质化竞争，严防内卷式风险

2025年中央经济工作会议明确要求深入整治内卷式竞争，投资者应理性看待风电短期的量价齐升与光伏的价格内卷，审慎评估供应链价格波动、消纳风险与项目全生命周期收益，避免盲目跟风追逐热点，导致产能过剩与回报率摊薄，应将风控意识贯穿于投决全过程。

4.4.2 坚持系统价值导向，优选复合型资产

行业评估标准正从单一的度电成本（LCOE）转向系统的综合价值，具备调节能力、能与负荷深度互动的复合型项目，在未来电力市场中将享有显著的溢价能力。

建议优先布局具备“荷随源动”能力的源网荷储一体化项目，以及具备跨省跨区交易优势的基地型项目，此类资产在电力现货市场与辅助服务市场中将展现出更强的抗风险能力与盈利弹性。

4.4.3 深耕细分赛道，挖掘差异化红利

在通用型项目竞争白热化的背景下，应将目光投向具有政策护城河与技术门槛的细分领域，如海上风电与海洋牧场融合、光伏治沙、交通能源融合等新能源+模式，以及在此基础上的碳资产管理与绿证交易，这些领域不仅符合高质量发展的政策导向，更能通过多重收益叠加，成为超额收益的新源泉。

05

写在最后

通过对市场的理性分析和政策的深度研判，笔者认为，“十五五”时期的能源投资，必将超越简单的资源跑马圈地，演变为一场关于技术创新、模式重构与系统运营的综合竞赛，唯有深刻理解国家战略意图，精准把握产业脉搏，方能在高质量发展的新航道上行稳致远，实现经济效益与社会价值的双重跃升。