摘要：在全球积极推动能源转型的大背景下，我国电力市场改革持续深化。《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》（136号文）的出台，对陆上集中式风电项目的投资格局产生了深远影响。本文深入剖析该政策背景下项目投资面临的风险，并针对性地提出收益平衡策略，旨在为相关投资决策提供科学参考，助力陆上集中式风电项目在新政策环境下实现可持续发展。通过对政策变化、市场波动、成本控制等多方面因素的研究，探寻风险应对之道与收益优化路径，以促进陆上集中式风电产业的稳健前行。

键词：电力市场改革；136 号文；陆上集中式风电项目；投资风险；收益平衡策略

一、引言

随着全球对清洁能源需求的不断增长以及我国“双碳”目标的提出，陆上集中式风电项目作为重要的新能源发电形式，迎来了前所未有的发展机遇。然而，2025 年国家发展改革委、国家能源局联合发布的136 号文，标志着新能源电价体系从“计划主导”向“市场主导”的重大转变，这给陆上集中式风电项目投资带来了诸多不确定性。在此背景下，深入研究项目投资风险与收益平衡策略具有重要的现实意义。

二、136 号文核心要点解读

2.1 电价形成机制变革

136 号文实施前，陆上集中式风电项目多采用标杆电价或保障性并网电价模式，电价相对稳定且可预期。政策调整后，项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。对于存量项目（2025 年 6月1 日之前投产），机制电价原则上沿用保障性电价，但每年自主确定执行机制电量比例均不得高于上一年，且执行到期后无法再纳入机制电量执行范围；增量项目（2025 年6 月1 日及以后投产）的机制电价需通过竞价确定，且需综合考虑建设成本、市场供需、绿色价值等多因素设定竞价上下限。

2.2 市场交易规则调整

新能源全面入市参与电力市场，海上风电项目单独组织竞价，陆上风电项目与光伏项目统一组织竞价。不同区域在电量规模、竞价时间、执行期限等方面制定了差异化的实施细则。如海南规定2025 年10 月首次竞价，涵盖2025 年6 月1 日至2026 年12 月底全容量并网的集中式、分布式风电项目；山东等地区根据自身电力供需情况，对参与市场交易的风电项目类型、交易方式等进行了详细规定。

三、陆上集中式风电项目投资风险分析

3.1 电价波动风险

3.1.1 市场交易价格不确定性

电力市场中，风电电价受多种因素影响。市场供需是关键因素，新能源装机快速增长使区域电力供应过剩时，风电电价可能下行，如西北因新能源装机规模大、市场化交易程度高，交易电价下行明显。政策变动也影响电价，如新能源补贴政策调整、交易规则完善等会打破原有电价平衡。此外，煤炭价格波动影响火电成本，间接影响风电价格竞争力。

3.1.2 机制电价不稳定

增量项目机制电价通过竞价确定，企业为中标可能压低报价，使机制电价低于预期。且机制电价执行期限、纳入机制的电量规模不固定且逐年波动，如海南规定陆上风电项目机制电价执行12 年，新增纳入机制的电量规模动态调整，增加项目收益预测难度。存量项目机制电价相对稳定，但机制电量比例逐年下降，整体电价收益面临下滑风险。

3.2 消纳风险

3.2.1 电网接纳能力限制

陆上集中式风电项目多集中在“三北”等风能资源丰富但本地电力消纳能力有限、电网建设滞后、跨区域输电通道不足的地区，导致大量风电无法及时送出消纳。2023 年新疆弃风率达 6.8% （全国平均 3.2% ），项目处于此类区域会制约发电效率，影响项目收益。

3.2.2 新能源装机增长冲击

近年来我国新能源装机规模持续高速增长，2023 年新增近3 亿千瓦，2024 年新增 3.6 亿千瓦。大量新能源电力涌入市场，给电网调度、运行和消纳能力带来巨大挑战。当消纳能力无法匹配装机增长速度时，风电项目

发电利用小时数可能降低，压缩项目收益空间。

四、基于136 号文的收益平衡策略

4.1 优化投资区域选择

投资者应根据各地区电力市场供需、电价水平、消纳能力、政策支持等因素，综合评估项目投资价值。中东部地区风光自然资源不如中西部，但靠近电力负荷中心，电力需求旺、消纳能力强，新能源项目电量交易电价稳定，接近燃煤标杆电价，可作重点投资区域。保守型投资者可关注存量项目集中区域，如山东等地，关注区域内消纳政策延续性及项目技术改造空间；进取型投资者可考虑增量项目集中区域，但需强化市场研判及风险对冲能力。

4.2 参与电力市场交易策略优化

4.2.1 构建专业交易团队

风电项目投资企业应组建专业的电力交易团队，深入研究电力市场交易规则、价格走势等。团队需实时跟踪市场动态，根据不同时段电力供需情况，制定灵活的交易策略，如在电力需求高峰时段提高售电价格，低谷时段合理安排电量储存或参与辅助服务市场。

4.2.2 利用金融工具对冲风险

企业可参与电价波动保险，通过支付一定保费，锁定电价波动风险，保障项目基本收益。积极开展绿证交易，将风电项目产生的绿色环境价值转化为经济收益，弥补电能量市场收益的不确定性。根据市场情况，合理运用电力期货、期权等金融衍生品，对电价风险进行套期保值。

4.3 成本控制与管理

4.3.1 优化项目建设方案

在项目规划阶段，充分考虑风机选型、布局设计、输电线路规划等因素，通过优化设计降低建设成本。采用先进的风机技术和设备，提高风机发电效率，降低单位发电成本。加强与供应商的合作，通过集中采购、长期合作协议等方式，降低设备采购成本。

4.3.2 精细化运营维护

建立完善的设备运维管理体系，利用大数据、物联网等技术对设备运行状态进行实时监测和分析，提前预判设备故障，制定科学合理的维护计划，降低运维成本。加强人员培训，提高运维人员专业技能和工作效率，减少因人为因素导致的设备故障和运维成本增加。

五、结论

136 号文的实施给陆上集中式风电项目投资带来了电价波动、消纳、成本等多方面风险，但同时也为行业优化发展提供了机遇。通过深入理解政策内涵，优化投资区域选择、参与电力市场交易策略、加强成本控制与管理以及拓展项目收益渠道等一系列收益平衡策略的实施，投资者能够在新政策环境下有效应对风险，实现项目投资收益的平衡与可持续增长，推动陆上集中式风电产业朝着高质量、市场化方向健康发展。未来，随着电力市场改革的持续深化，相关投资主体需持续关注政策变化和市场动态，不断调整和完善投资策略，以适应行业发展的新形势。

参考文献

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