JIEZI · JIUWEI · VALUE STACK
时至今日，中国风电、太阳能发电合计装机已经历史性地超过火电，新能源上网电价市场化改革落地，当新能源项目从“政策电价资产”走向“市场价格资产”，评价一个项目的方式也需要更新，这篇文章，笔者将用“价值栈”框架来拆解这个变化，来检验新能源项目在市场化环境下的真实质量。
VALUE STACK · 正文
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01 · 一名电力交易员的怨怼
KEY POINTS
━交易员的观察 · 每个环节各自为战，收益无法归因，结算价格被人为做高，组织目标指向包装出售。
━从个案到行业 · 这篇文章折射的是新能源项目管理方式尚未跟上市场化节奏的结构性问题。
最近偶然读到一篇电力交易员写的公众号文章，作者自述在一家新能源企业做了五年交易，记录了一线从业者的真实处境。
拂去文字中情绪化的表达，笔者梳理出他的观点有这么几条：
交易部是全链条最后的兜底者，开发、工程、生产、采购每个环节各自为战，层层消耗之后，到交易端“已经被扒得只剩骨头了”；
项目收益好坏无法归因，赚了几个亿只字不提，亏了几十万立刻追责，部门间甩锅远多于协同；
公司热衷把内部结算价格做高来美化报表，但他说得直接，“电力市场是透明的”，数据一旦披露，故事就会崩塌；
他写到自己一个人手搓了一整套交易系统，做到比省均价高1毛钱（一个中等规模风电场，年度上千万的额外收益），但整个组织的目标是把项目包装出售，而不是把项目运营好。
当笔者读完这篇文章后，感受到这篇文章揭示了当下的一个普遍存在的实际问题，就是很多企业仍然在用工程项目管理方式，管理已经市场化的电力资产。
开发部负责拿指标，工程部负责并网节点，采购部管设备价格，生产部管设备在运，财务部盯报表，交易部在最末端把收益数字做出来。每个环节做的事都重要，但各管一段、互不连通，最后在交易端汇合成一个单一数字，用来衡量整个项目的好坏。
这套逻辑在固定电价时代勉强跑得通。项目并网，电量有保障，价格相对稳定，交易端压力有限，但当新能源上网电量原则上全部进入电力市场，变量一下子扩展到了数十个，项目收益变成了小时级、场景级、组合级的收益，任何一个部门单独都是扛不住的。
136号文落地后，2025年6月1日起投产的新能源增量项目进入新的机制电价和市场交易框架，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，抢装潮随即就出现了。
根据水电水利规划设计总院（以下简称“水规总院”）近期发布的《中国可再生能源发展报告2025年度》（以下简称《发展报告》）以及国家能源局月度统计，2025年前5个月太阳能发电新增装机约1.98亿kW，占全年新增规模六成以上，5月单月新增约9292万kW；风电在去年5月和12月出现两波抢装高峰，全年新增约1.2亿kW，同比增长约50.9%；存量项目同样面临收入结构分裂，合约比例、现货敞口、偏差控制需要同时管理。
考虑到政策的外部性推动，所以2025年的装机数据不能简单地作为行业趋势推导。《发展报告》对2026年的判断是风光新增约3亿kW，其中风电约1亿kW、太阳能约2亿kW，明显低于2025年的异常高峰。
2025年是政策切换下的高基数年份，2026年开始行业会进入“高位降速、结构分化”的阶段。制造端不能把2025年的需求节奏当成长期常态，开发端需要把政策窗口、竞价机制、并网时点、消纳条件放进项目排序，在增速放缓的周期里，更需要审慎地观察，很可能项目之间的价值差距会拉大，单纯靠规模抢占市场的策略效用在递减。
这里还存在一个结构性的矛盾。
市场出清价格取决于系统负荷、新能源出力、火电边际成本、断面约束等全局变量，单个项目无法左右，但项目的捕获电价，取决于在高价时段能不能发、在低价时段会不会大发、限电发生在哪些小时、检修有没有避开高价时段，项目的交易净收益还要扣掉偏差考核、两个细则考核、辅助服务费用、合约履约损益和结算误差。
市场电价、捕获电价、交易净收益，三者之间的差距，恰恰是项目管理质量和交易能力的体现，这些变量中，相当一部分是项目自身可以管理和优化的。
这个矛盾在2025年变得格外尖锐。
《发展报告》显示，截至2025年底全国可再生能源装机达到23.37亿kW，占总装机的60.1%。风光合计18.42亿kW，历史性超过火电，新能源已经进入绝对大体量阶段，规模继续增长，但规模本身带来的稀缺性在下降。
过去装机就是稀缺资源，上了就有保障收益。现在，同一度新能源电在不同省份、不同时段、不同交易机制下，价值差距可以超过一倍，行业感受到的痛苦，本质上是管理方式还没有跟上这个体量。
因此，新能源项目的价值评价，早就应该从LCOE（平准化度电成本）升级到一个更完整的框架，笔者称之为“价值栈”。
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02 · LCOE为什么不够用了
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━鸭子曲线 · 午间光伏高出力压低现货价格，晚高峰价格走高，同一度电在不同时段价值差异显著。
━区域分化 · 东部与西部捕获电价差距拉大，全国统一的LCOE比较意义下降。
━成本转移 · 设备降价红利收窄，工程管理和系统设计成为下一阶段降本主力。
LCOE是过去评价新能源项目的核心指标，它把项目全生命周期的成本除以总发电量，得到一个单位度电成本。在新能源发展的前半程，LCOE让各方看到光伏和风电可以便宜到什么程度，从而推动了大规模装机。
但当装机规模到了今天的体量，LCOE的局限性开始显现。
LCOE只计算“发一度电需要多少钱”，不回答“这一度电能卖多少钱”。电价一旦按时段、按区域、按交易机制分开定价，一个年度平均成本数字就装不下项目的真实收益水平，造成这个趋势的动因，主要来自以下这些变化：
第一个变化是时间维度的价格分化。各省日内电价呈现明显的鸭子曲线，午间光伏高出力时段现货价格被压到低位，晚高峰时段价格显著走高。如果只用一个年度均价向投资人讲故事，将越来越失真，接下来，项目评价需要重点关注的，是高价小时出力占比、低价小时暴露程度、出力曲线与净负荷曲线的匹配度。
第二个变化是空间维度的价格分化。《发展报告》显示，中东部的浙江、安徽、湖北新能源现货捕获价格相对较高，“三北”的甘肃、内蒙古西部相对较低。机制电价的区域分化也很明显，东部约0.36-0.40元/kWh，西部约0.20-0.26元/kWh。同样的装机规模、同样的单位造价，放在不同省份，现金流差异可能超过一倍。过去常说“哪里资源好就去哪里”，现在要问的是“哪里能以较低系统成本把电卖给高价值负荷”。
第三个变化是成本结构的转移。水规总院《中国可再生能源工程造价管理报告2025年度》（以下简称《造价报告》）显示，风机、光伏组件等关键设备价格仍在下行通道中，但下探空间收窄。受“反内卷”政策、多晶硅价格波动和N型技术替代共同影响，光伏组件招投标价格在低位企稳后出现回升，部分央国企集采报价从前期的0.69元/W区间回到0.763元/W附近；陆上光伏单位造价已到3200元/kW，《造价报告》预测未来区间为2500-2800元/kW，下降空间有限。
与此同时，“十四五”期间人工工资累计上涨14.4%，“十五五”预计仍维持3%-5%的年均增速。设备降价红利收窄之后，能拉开项目成本差距的，转向了工程组织、地形适配、施工效率、数字化造价管理和全生命周期运维设计；过去“买便宜设备”就能压造价，未来需要“设计、采购、施工、并网、交易、运维”一体化优化。
海上风电的成本结构变化尤其典型。《造价报告》显示海上风电单位造价约9500元/kW，从2021年抢装高价后已进入技术成熟和降本通道，但降本驱动力正在发生切换。陆上风电的前期降本主要来自风机大型化，海上风电的造价构成中，风机只是一部分，海缆、基础、施工窗口、运维港口、柔直送出和深远海工程能力的权重越来越大。海上风电正在从“设备主导”转向“海工与系统主导”。
光伏制造端也在经历类似的换挡。N型TOPCon电池市场占比已达87.6%，P型PERC降至3.0%；N型TOPCon电池平均转换效率达25.7%，钙钛矿-晶硅叠层电池实验室效率已进入35%左右区间，钙钛矿产业化从中试线、示范线向早期放量阶段推进。
虽然技术代际更替带来的效率提升仍有空间，但纯粹依靠扩产降价的阶段已经结束，项目端会更重视支架、逆变器、跟踪系统、柔性支架、复杂地形和施工效率等非组件因素对全生命周期收益的影响。
接下来，随着物理因素的限制，设备降价的红利会逐步地收窄，但在市场化改革的进一步深化之下，电价分化的压力却还会加大，项目之间的竞争，将越来越多地体现在LCOE无法衡量的维度上。
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03 · 价值栈的五层价值
KEY POINTS
━五层叠加 · 电量价值、时间价值、空间价值、系统价值、绿色属性价值，项目收益由这五层共同决定。
━绿色属性加速 · 2025年绿证交易量9.3亿个，电量绿证均价从2.12元跳至5.57元，绿色属性正在变成真实现金流。
基于以上的分析，笔者建议用“价值栈”重新理解新能源项目。
过去项目主要看一层价值，就是电量价值，笔者认为，现在至少要看五层，这五层存在激励相容的机制，相互之间衔接地越好，项目的收益稳定性和抗风险能力越强。
第一层，电量价值。项目发了多少电，这个指标仍然重要，但它不再够用。同样一亿千瓦时电量，午间低价光伏、晚高峰风电、绿电直连电量、可参与辅助服务的储能放电，价值完全不同。
《发展报告》显示，2025年，风电利用小时数降至1979小时，较上年降低148小时；光伏利用率94.6%且呈下行趋势。利用小时数在降，日内价差在拉大，电量多少和收入多少之间的关系，闲的相对离散了。
第二层，时间价值。发电曲线和价格曲线是否匹配，决定了同一个项目的发电量能转化为多少收入。风电在晚高峰、冬季供暖、大风季与负荷重合度较好的区域，捕获均价总体高于光伏；储能、抽蓄、光热的价值，来自把低价电搬到高价时段。所以，项目评价不能只看年利用小时，要看出力曲线与价格曲线的吻合度。
《发展报告》将电价特征概括为“五高五低”，即在日内时段、季节周期和区域维度上，电价呈现规律性的高低分化。对光伏项目而言，最直接的冲击是午间集中出力导致的“价格塌陷”持续加剧，部分省份午间现货价格出现了长时间的零电价甚至负电价；将午间低价电搬到晚高峰，价格塌陷就变成了收益来源。配储和调峰能力在这一层具有明确的经济利益，但是其经济价值是否体现，依然取决于所在省份的日内价差幅度和辅助服务定价机制。
第三层，空间价值。项目所在省份决定了可用的市场机制和负荷结构。西部资源好、造价低，但消纳、外送、限电、捕获电价可能压低收益；中东部资源一般、土地贵，但负荷近、绿电需求强、现货捕获价格高，反而可能出现更优现金流。全国一盘棋的LCOE比较在逐步地失效，区域化收益模型会成为投资决策的基础。
第四层，系统价值。高比例新能源系统最缺的，恰恰是可调节能力、可支撑能力、可预测能力和可响应能力，普通电量已不再稀缺；储能、抽蓄、光热、虚拟电厂、可调负荷、调相机、构网型设备、柔直送出，都会被重新定价。
《造价报告》显示，截至2025年底，锂电储能占新型储能装机95.8%，2小时系统均价0.54元/Wh，4小时系统均价0.46元/Wh；全国新型储能装机达到1.36亿kW，较上年增长84%；规模快速上量的同时，储能的角色也在转变，从工程配套资源走向电力系统的核心调节力量。
但储能不能简单按“配储比例”建设。真正有价值的储能需要回答几个问题。有没有价差？有没有容量补偿？有没有辅助服务收益？充放电次数是否支撑寿命成本？站址是否处在拥塞或高价差区域？能否和风光、负荷、绿电交易形成组合？这些问题决定了储能是收益资产，还是沉没成本。
储能的经济性问题，关键就在于充放电价差和利用频次能否覆盖这个投资成本。我们观察到，目前山东、内蒙古、甘肃等地已出现价差套利、容量补偿、辅助服务叠加的多元收益模式，部分电站开始跑通正向现金流，但多数省份的配储仍缺乏市场化价格信号，建而不用的现象依然普遍。
第五层，绿色属性价值。绿证和绿电正在把新能源电量变成“可认证的绿色商品”。2025年全国绿证交易量达到9.3亿个，同比增长108%；电量绿证均价从2024年的每个2.12元跳升至2025年的每个5.57元；2025年5月，RE100无条件认可了我国绿证。这些绿色价值，使得未来新能源项目不只卖电，还要卖绿色属性、出口合规能力、供应链碳足迹。
这里提一下绿电直连这个热门话题，笔者再次阐明，其价值应该优先体现在绿色属性价值上，而不是直接节省电费。去年开始，绿点直连在单用户政策框架下跑出项目样本，截至2026年4月，全国已有99个绿电直连项目完成审批，对应新能源装机3405万kW；2026年5月多用户绿电直连政策落地，直连模式从单点供给进一步拓展到多主体共享。
去年11月国家能源局93号文提出的集成融合发展也促进了新能源从电力项目变成产业基础设施的转化，负荷开始主动靠近绿电。数据中心、绿氢化工、零碳园区、出口制造，都会围绕低成本、可认证、可直连的绿电重新布局。
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04 · 寻获新能源资产的价值区间
KEY POINTS
━抽蓄对比 · 同省不同电站的容量电价差距可接近一倍，工程投资和市场结构共同驱动收益分化。
━运行逻辑转变 · 全年日间抽水电量超过558亿kWh，西北午间启动比例达91.9%，“以抽定发”取代“以发定抽”。
抽水蓄能是一个很好的观察”价值栈“的窗口。
水规总院《中国抽水蓄能产业发展报告2025年度》（以下简称《抽蓄报告》）提出，截至2025年底，全国抽蓄装机达到6594万kW，年发电量757.5亿kWh，年综合利用小时数2935小时；全年日间抽水电量超过558亿kWh，西北午间启动比例达91.9%；传统模式下抽水集中在夜间低谷时段，日间抽水占据主导，抽水任务的驱动力已经从“夜间剩余电力”变成了“午间光伏消纳”，抽蓄的运行逻辑由此发生根本性转变，从“以发定抽”走向“以抽定发”。
从项目的功能定位上来说，华中、华东的抽蓄主要承担调相和电压稳定，华北、东北用于旋转备用，西北通过午间抽水支撑光伏消纳。每个区域的抽蓄承担着不同的系统功能，对应着不同的价值层，从收益差异上就能直接说明问题。
国家发展改革委2023年5月核定的容量电价表显示，广东惠州抽蓄容量电价为324.24元/kW·年，而同省的阳江一期为643.98元/kW·年，差距接近一倍。容量电价本身反映的是工程投资和成本监审差异，但进入市场化运行后，现货价差、辅助服务需求、新能源消纳压力，还会继续拉开同一类资产在不同市场环境中的总收益。
《造价报告》显示，抽水蓄能单位千瓦静态投资约5816元/kW，总投资约6924元/kW；“十五五”预测静态投资区间5500-6000元/kW、总投资6500-7000元/kW，在这个造价水平下，项目能否回本，取决于满发利用小时数。
但《抽蓄报告》也指出，约五分之一已核准的抽蓄项目尚未开工，这说明行业对抽蓄的定价机制和投资回报仍有疑虑。如果容量电价、辅助服务、现货价差进一步理顺，抽蓄资产的估值逻辑将从“工程投资回收”转向“系统安全与容量价值回收”。
这个逻辑同样适用于风电和光伏。《发展报告》显示，2025年7-8月晚高峰20:45时，全国风电平均出力占用电负荷比例为8.9%，较上年提高1.2个百分点；风电捕获均价总体高于光伏，这个差异的来源在于时间价值层，资源禀赋只是其中一个因素。在晚高峰、冬季供暖、大风季与负荷重合度较好的区域，风电资产可能比表面成本更有价值。
光热发电同样值得关注。《造价报告》显示光热单位造价约15700元/kW，度电成本从早期的1.15元/kWh降至约0.6元/kWh，未来有望降至0.4元/kWh。光热在纯LCOE上很难与光伏竞争，但在高比例新能源系统中，它具备8-12小时储热、可调度出力和电网友好性，有可能在长时储能和晚高峰保供的定价空间中找到自己的位置。
抽蓄、风电、光热，三个案例共同说明一件事。用单一的LCOE去排序资产，会得出光伏碾压一切的结论，但把价值栈展开来看，每种资产在不同层都有自己的优势区间。投资决策需要的，是把五层价值放进同一个模型里做组合优化，找到在特定市场结构下收益最优的资产配置方案。
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05 · 好项目的六个“可”
KEY POINTS
━六条标准 · 可消纳、可交易、可调节、可认证、可归因、可退出，比“单位造价低”更能解释项目长期价值。
━组织含义 · 市场化思维必须贯穿开发、设计、采购、工程、并网、运维的全过程。
价值栈回答了“一个项目的收益从哪里来”的问题，随之而来的又一个问题是，一个好项目应该满足什么条件？笔者认为，可以用六个“可”来检验。
第一，可消纳。发出来的电能够上网、能够被系统接纳、能够被负荷消费。限电率高的项目，造价再低也可能是低质量资产，核心要看送出能力、断面约束、本地负荷增长、跨省外送能力、新能源占负荷比例、储能和调节资源匹配度。
消纳是价值栈的地基，这一层不稳，上面所有层都会悬空。
《发展报告》显示，2025年风电利用率降至94%，光伏利用率94.6%且呈下行趋势；6%的限电损失，对一个年发电量数亿千瓦时的风电场来说，可能就是盈亏线上下的差距。
气象与水文波动也影响消纳条件。2025年主要流域来水总体偏枯，水电出力缺口推高了现货电价波动幅度；全国太阳能总辐照量较近十年均值偏小，风能资源区域差异明显。因此，消纳条件是受着项目自身出力特性和系统整体供需两方面因素的共同制约。
第二，可交易。项目进入市场后能够通过中长期、现货、绿电、绿证、辅助服务等机制获得合理收益。2025年全国电力市场交易电量达到6.64万亿千瓦时，占全社会用电量64.0%；绿电交易电量3285亿千瓦时，同比增长38.3%。
我国电力市场的盘子是足够大的，关键的问题在于你的单个项目能从中拿到多少；一个企业的交易部门不能凭空创造物理条件，交易端只能在项目具备可消纳、可预测、可响应、可结算的基础上放大收益，所以交易端遇到的困境，往往也折射出全链条在市场化协同上的距离。
第三，可调节。项目应该具备对系统价格信号和调度信号的响应能力。这一步把生产运维从“设备管理”升级为“市场化运行管理”，运维单位要关注AGC/AVC响应是否合格、检修是否避开高价时段、高价时段可用率、储能配置是否经济等等，一个造价便宜但故障率高、预测差、数据接口差的运行系统，运维单位自己用着不顺手不说，还很可能造成交易端损失更多。
第四，可认证。项目的绿色属性能被用户、交易机构、出口客户、金融机构认可。未来大量用能企业的采购标的，从普通电力转向可证明来源、可计量、可审计的绿色电力。
绿证可核发、绿电可交易、碳足迹可追溯、国际认可度持续提升，这些会直接影响项目的长期收益和客户质量，特别是出口型制造企业，供应链碳合规压力持续上升，绿电溯源与碳足迹核算的精度要求越来越高。这类客户对电力来源的要求，会从绿证需求逐步走向“逐时匹配、可追溯的绿电”。
第五，可归因。也就是项目收益好坏的原因能被溯源和定责。项目收益旺旺跟市场因素贡献多少，限电损失多少，设备故障损失多少，功率预测偏差损失多少，交易策略贡献多少，绿证贡献多少有关，没有收益归因，项目管理就会退化成互相甩锅。
哪个环节贡献了收益，哪个环节造成了损失，各方因为立场不同，说法就会不同，而这种模糊会破坏协同，造成内耗，当收益归因体系逐步建立，每个部门对项目最终的市场表现将承担可量化的责任。
第六，可退出。有退出计划的项目，真实现金流需要经得起尽调。真实现金流的背后，一定是包括真实的上网电量、市场结算价格、限电率、故障率、绿电交易记录和辅助服务收益等经营指标的，具有协同能力的企业集团，使用内部关联交易把账面电价做高，短期是可以美化报表，但长期会损害资产信用。
而且，在”价值栈“框架下，买方关注的焦点也应逐步地精细化地转向小时级经营数据，小时级现金流模型、实际限电率、设备可用率、偏差考核记录，都将成为新能源资产尽调的标准清单。
这六个“可”共同构成了一个实事求是的组织要求，那就是市场化思维必须贯穿项目全过程，必须符合基本的商业逻辑。
一个新能源项目，开发阶段就要看消纳和市场结构，设计采购就要考虑高价时段可用率和功率预测精度，工程上的并网不等于商业准备就绪，运维要服务于市场价格信号，投资综合测算需要覆盖多种压力情景，包括低电价、高限电、午间价格塌陷、绿证价格下行、储能价差不足、设备可用率下降和规则变化。
衡量一个新能源项目，就要看它在多少个维度上经得起市场检验，这些就构成了健康的新能源项目的”价值栈“。
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END NOTE · 收束
从分段到贯通
”价值栈“不是一个学术概念，笔者更不希望它成为一个学术概念。
当决定一个新能源项目收益的数十个变量分散在数个部门手里，每个部门只看到自己负责的那一段，收益结果自然就成了谁也说不清的黑箱，”价值栈“框架要解决的，恰恰是这件事。
从微观上来说，”价值栈“可以减少任何一个部门的怨怼情绪，让每个环节知道自己对哪一层价值负责，让贡献和损失可追溯，让市场化思维从项目第一天就贯穿到最后一天。
从宏观上来说，新能源已经过了“有没有”的阶段，进入了“好不好”的阶段，下一阶段的竞争，一定是围绕资产结构、收益模型精细度和组织的市场化运营能力展开。
”价值栈“应该是这场竞争中的标准工具，是每一个新能源项目在投资决策、设计采购、施工并网、运维交易中都要回答的实际问题。
JIEZI · JIUWEI