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全面入市时代，新能源投资运营直面“亏损”难关

发布时间：

2026-09-06 00:00

全面入市时代，新能源投资运营直面“亏损”难关

全国统一电力大市场的陆续推进，带给电力市场的所有参与者的影响，正从方方面面渗透到行业的发展中。
在新能源发电侧，136号文带来的全面入市无疑是影响最大的；与此同时，随着电力市场的愈发成熟以及新能源装机比例的进一步拉高，也带来了愈发高启的运营门槛，整个新能源发电的投资环境发生了深刻变化。
面对逐步走低的市场化电价、高比例限电以及两个细则考核的愈发严苛，多家发电集团光伏投资板块陷入亏损运营状态，发电量的增长带来的却是净利润的大幅下降（详见《2025年发电企业成绩单：新能源利润均降40%，火电盈利创新高》）。
面对这一形势，各发电企业逐步放弃了单一的光伏投资模式，开始转向考虑光伏、储能一体化运营的方向，以缓解上述问题。

电价下滑、价差拉大

尽管国家创新性的出台了机制电价作为新能源全面入市的收益兜底，但从2026年的结算数据中可以看到，新能源电站尤其是光伏电站的电价结算差价越拉越大。

以山东为例，4月山东新能源结算均价进一步下探，其中光伏为0.04元/千瓦时，风电为0.33元/千瓦时。其中光伏同口径5%电量对应均价最低为-0.018元/千瓦时，最高的5%对应均价为0.1元/千瓦时。

从上述数据可以看到的是，一方面，对于山东这种光伏装机高、现货市场推进较快的省份，在现货市场里，光伏负电价、低电价已经成为常态。
另一个结论是，随着36号文落地实施，各光伏场站的价差逐步拉大。这一点在工商业光伏还是集中式光伏场站都有所体现。光伏們了解到，上半年以来，不少山东的工商业光伏项目电费单显示，上网电价一栏为负，综合电费为0。
在集中式光伏场站中，以1月某央企的山东多个光伏场站为例，最高的场站能超过0.3元/千瓦时，而最低的结算电价仅有0.12元/千瓦时，相差将近0.2元/千瓦时。
实际上，随着越来越多的省份进入现货连续运行阶段，这一情况也会覆盖到更多的区域。这意味着，即使有机制电价竞价作为基本盘，但市场化电费的影响，会进一步放大不同节点下新能源场站的电价差。分析其中的影响因素，资源禀赋、节点电价、交易能力缺一不可。

面对电价差越拉越大的市场环境，电站运营需从粗放发电转向“精细化运营”，让每一度电发挥最大的价值。针对这一核心问题，行业也在进行多维度的探讨，包括电量与电价平衡、交易能力升级以及储能协同调度等。

两个细则考核升级，限电加剧

实际上，复盘新能源发电企业在2025年的财报业绩可以看到，除了电价下行之外，限电加剧成为新能源资产运营中最突出的两大难题。与此同时，新能源装机占比的持续攀升，使得电网对场站的运行考核愈发严苛。

以山东为例，新版的电力并网与辅助服务“两个细则”进一步提高了新能源场站的考核力度，并且新能源预测准确率考核、发电计划考核费用，全部返回至工商业用户，不再发电侧内部流转。

在这样的规则下，光伏們了解到，山东多个场站的考核额度倍增，度电影响降低4分钱左右，同比大幅上升。某场站1月的考核费用达到了2025年月均的5倍之多，“折合相当于一个场站将近半年的利润”。

考核压力之外，消纳的问题正在全国进一步蔓延。作为光伏装机全国第一大省，山东午间光伏大发时段的弃电风险持续攀升。根据光伏們调研数据，2025年山东光伏平均限电将近20%，有场站甚至有超过30%的限电发生，“2月份受春节影响，部分场站的限电比例高达40~50%”。

更关键的是，在136号文的机制下，限电时段不仅会损失发电量，这部分电量还会失去享受机制电价的资格，相当于“双重损失”。

在此背景下，行业逐渐形成一个共识：仅靠风光场站自身的出力特性，难以适应电力市场对曲线匹配、稳定输出的要求，并且在全面市场化之后，由于出力不匹配的问题，带来的现货价格下滑趋势愈发明确，主动配置储能，并围绕光伏、储能构建一体化运营体系，正成为提升电站运营价值、对冲市场风险的关键路径。

近日，针对光储一体化运营调度，山东也多次发文鼓励光伏电站配建储能，推动在运光伏发电项目自愿新配或增配储能，支持光伏发电与配建储能一体调用，建设系统友好型新能源场站。

2026年6月12日，由中国光伏行业协会光储专委会联合光伏們、储能与电力市场、风芒能源共同主办的“新能源主动配储与一体化运营培训研讨会”将在山东济南举行。

会议将针对集中式风光场站与分布式光伏主动配储的调度政策、收益测算、结束方案、技改案例以及台区储能、虚拟电厂等话题展开深入分享，为行业从业者提供在市场变革期可落地、可复制的操作建议。
会议议程如下：