风光收益多元升级：从“一口价”到“四重引擎”
发布日期：2026/9/4
伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）近期发布最新研究报告China's wind and solar development after Document 136 from single tariff to four revenue streams（《“136号文”发布一周年：新能源市场化前景展望》）。随着电力市场化改革深入推进，中国风光项目的收益结构正经历根本性重构——从过去的单一上网电价，演变为市场化交易、机制电量、绿证与可靠性补偿四重收益来源并存的新格局。这一转变既带来新的收益空间，也对开发商的运营能力提出更高要求。
风电主导机制分配，光伏认购不足，单个项目机制保障持续稀释
2025至2026年两轮机制电价竞价共授予244TWh机制电量，陆上风电凭借更强的盈利韧性斩获59%的份额。正是这一盈利优势吸引了更多陆上风电项目参与竞价，推动第二轮中标价格较首轮下降3%-17%。光伏则面临相反处境，盈利空间收窄导致多数省份出现认购不足，各省竞价结果分化明显。
与此同时，风光渗透率较高、储备项目体量较大的省份，虽然在后续的竞价轮次中普遍扩大了机制电量规模以覆盖更多项目，但同步压缩了单个项目的参与比例，导致单个项目所获保障实质性摊薄。
此外，承诺于2025年底完成并网的风电项目中，如期完工的项目容量仅占79%，建设延期问题普遍存在。对于未能如期完工的项目，有效机制周期缩短将对项目收益率构成实质性下行风险，后续竞价轮次的合规审查力度也可能随之加强。
各省机制电价的竞价结果，请见伍德麦肯兹数据库产品《中国可再生能源投资导航》。
捕获电价下行压力持续，绿证是机制退坡后唯一具备结构性支撑的收益来源
电力市场化是当前风光项目面临的最主要的收益压力。基于伍德麦肯兹电力调度模型分析，陆上风电和光伏的平均捕获电价到2035年将分别下降17%和28%。与此同时，《新型电力系统建设“十五五”规划》引入分地区分档新能源利用目标，随着部分省份目标要求放宽至85%，弃电风险的上行压力将愈发显著。
相比之下，绿证市场是少数具备结构性支撑的收益来源。强制消纳范围扩大、机制电量绿证限制单独交易以及RE100对中国绿的全面认可，将共同收紧绿证供需关系。伍德麦肯兹预计，非捆绑绿证价格将在2030年代中期涨至现有水平的三倍以上，绿证收入的重要性将随机制退坡持续上升。
可靠性补偿则是当前最大的不确定因素。《可再生能源发展“十五五”规划》首次要求风光项目承担可靠性义务。伍德麦肯兹预计，为满足置信出力目标而配套的储能将使陆上风电度电成本增加3-4美元/兆瓦时，光伏增幅更高。然而，储能成本须在项目投资投资决策时锁定，但现行承担对于发电侧可靠容量补偿义务的容量电价尚未对达到置信出力标准的风电和光伏项目形成覆盖。这一时间错配，将是“十五五”期间压缩项目近期回报的核心因素之一。
资本向风电集中，南方市场回报更具韧性，负荷匹配成为破局关键
基于伍德麦肯兹第三季度的最新预测，“十五五”期间，中国每年将新增312GW风光装机，风电凭借更强的盈利韧性与更低廉的置信出力达标成本，成为资本配置的优选方向。
与此同时，不同市场的投资价值差异显著。北方省份资源充裕、开发规模大，但机制支持收窄正将北方省份光伏项目的经济回报压至盈亏平衡边缘。南方市场电力供需格局更为紧张，捕获电价结构性偏高、弃电率较低，能够提供更具韧性的项目回报。
对于非水可再生能源电力消纳责任权重趋近上限的省份，省级绿电强制消纳政策对当地风光装机增长的拉动空间正在收窄。开发企业应尽早布局与优质工业负荷的协同开发，以对冲现货价格敞口、降低限电风险。
单一电价时代落幕，四重收益结构重塑了风光项目的经济逻辑。捕获电价下行、机制保障收窄、可靠性成本前置，构成开发企业当前面临的核心挑战。面对这一新格局，开发企业应尽早着手提升电力交易能力、强化投资组合风险管理，并积极开拓负荷匹配的应用场景，以在市场化加速推进的过程中守住并拓展项目回报空间。
来源：伍德麦肯兹
