自2005年《可再生能源法》出台，中国风电和光伏装机稳步快速增长，从最初的每年10吉瓦(GW)增长到2025年的430吉瓦以上。目前，中国已安装约1840吉瓦的风能和太阳能，占电力容量结构的比例(47.3%)超过了化石燃料。
中国去年向联合国提交的国家自主贡献目标中，提出到2035年将装机规模几乎翻一番，达到3600吉瓦，即36亿千瓦。这将远超过其它任何国家新能源装机的规模和愿景，也意味着未来十年中国仍需维持极高的建设与并网节奏。
在不少人看来，新能源成本持续下降、技术日益成熟，长期度电成本已然最低，似乎已经具备“靠市场自己跑起来”的条件。但现实远比想象复杂。随着新能源在电力系统中的占比提高，收益波动、并网约束和市场价格不及预期等问题，在中国正变得日益突出。
在此情形下，新能源能够实现稳定收益从而保持持续增长动能吗?中国能否持续推动如此大规模的新能源投资，维持每年两亿千瓦以上的新能源扩张速度?笔者就上述问题进行探讨。
136号文件
笔者认为，36亿千瓦目标能否实现，与此前国家发展改革委发布的136号文件息息相关。该文件被视作中国能源转型顶层设计，旨在通过市场机制促进新能源消纳，稳定投资预期，为构建新型电力系统奠定基础。
根据文件，各省要为新增风电和光伏项目建立价格保障机制，类似国际上的“差价合约”(Contract for Difference，简称CfD)。
CfD旨在解决电力现货市场价格波动剧烈的问题，这种波动导致发电企业收入不稳定，并吓跑投资者。在差价合约机制下，可再生能源发电企业以固定的年度“执行价格”向电网供电。当市场价格低于执行价格时，政府向发电企业支付差价;当市场价格高于执行价格时，发电企业则需向政府支付超出部分。
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差价合约机制已于2025年底投入使用，宣告了上网电价补贴(Feed-in-Tariff，简称FiT)、上网电价溢价( Feed-in Premium，简称FiP)以及与煤电价格挂钩定价机制的终结，开启了中央主导定价原则、地方自主定价操作的体系。
然而，新规并未直接稳定发电企业的收入，也未能为投资者带来收益保障。在欧洲和美国，CfD通常涵盖项目的全部发电量。但在中国，为了更好地控制盈利能力，大多数省份仅对部分发电量提供价格保障，比例从四成到八成不等。这意味着，新能源项目的收入有一部分完全暴露在波动剧烈的市场中。
从某种意义上说，差价合约机制类似于一些煤电厂因闲置待命、随时准备在高峰时段发电而获得的“容量费”。也就是说，两者都是与电厂额定容量成比例的年度无风险支付。
不只是风光，中国电力系统定价正日益“容量化”
事实上，新能源并不是唯一享受这种托底机制的电源。近年来，中国已陆续为多种电源建立容量补偿：
抽水蓄能方面，2021年相关文件确立抽蓄容量电价机制。48座电站的容量价格大致分布在每千瓦每年500元左右区间。
新型储能方面，部分省份已经实施“千瓦*年”计的容量性补偿，标准分布在100—250元/千瓦区间。全国层面的储能容量电价的机制亦在2026年初出台。
煤电方面，按照2023年发布的《关于建立煤电容量机制的通知》明确规定，煤电机组按每千瓦每年330元获得容量电费。
气电方面，容量定价权从一开始就下放省级政府。广东、江苏等地过去几年，均出台了明确的容量电价或补偿标准。
换句话说，中国电力系统正在从“按发多少电付钱”，逐步转向“为发电能力本身付费”。
风电和光伏虽然形式不同，但通过“机制电价+机制电量”的方式，也被纳入了这一更广泛的容量化体系之中。政府实际上在为新装机提供一种隐性的年度收入保障，而不依赖市场价格信号。
收益能否支撑长期扩张?
从各省公布的机制电价和保障电量比例来看，不同地区新能源项目获得的实际收益支持差异极大。总体而言，风电在多数省份仍能覆盖资本成本，而光伏在不少西部地区的回报水平已接近甚至低于可持续投资所需的最低门槛。
补贴并非一成不变。机制电量通常按年度确定，而现货市场电价却在更短时间尺度内波动。与此同时，中央层面的政策周期往往以五年为单位，地方政府的实施方案几乎每年调整，而电力交易和结算又以月度进行。
在实际操作中，为了完成逐月结算，必须将年度机制电量人为分解到各个月份，再与当月市场电价进行清算。因为每个月的平均电价不同(从而“多退少补”的参照系不同)，这种分解直接影响项目的实际补贴水平。补贴需求纳入“系统运行费用”由工商业用户统一分摊。然而，地方政府出于补贴能力的担忧，补贴账户的盈亏情况直接关系到未来“保障电量”的水平。
风光新能源项目属于典型的“重资产、长周期”投资：前期资本投入巨大，盈利高度依赖长期稳定的现金流。一旦电价水平、电量比例或结算规则频繁调整，融资风险便会迅速上升，最终抬高融资成本，抑制新增投资。
从理论上看，标准的电力市场价格既应反映短期供需关系，也应为长期投资提供信号。但在中国的现实管制环境中，电价更多承担的是成本回收与政策调控功能。调度优先权、价格上下限以及市场外的行政干预(比如众多的直调机组，脱离市场开机的安排)，使所谓的市场价格难以自然形成能够支撑长期投资回报的水平。
结果是，在补贴退坡之后，新能源尚未依靠扭曲的市场实现“自主生存”，而是通过新的定价机制继续获得政策托底。当前风电和光伏的价格形成方式，仍呈现出明显的“以成本倒推价格”的特征。
弃电现象
需要强调，未被纳入机制电量保障范围的发电部分，并不意味着企业失去售电渠道与收入。然而，受制于当前电力市场结构的分割状态——包括用户侧参与受限、不同市场之间流动性不足。短期市场价格往往呈现出一个显著特征：越接近实时交易，成交量越低，平均价格越低。
在山东、浙江、四川等地，现货市场的平均价格已明显低于煤电基准电价，在光伏出力集中的时段甚至接近零价。这种价格结构并未真实反映系统边际成本，却显著放大了新能源项目收入的不确定性。(这里的边际成本指的是平衡供需所需的最后一单位电力成本，通常在需求旺盛或可再生能源发电量较低时由煤电厂提供。)
在这样的市场环境下，机制电量之外的发电量暴露在低价与高波动之中，使整体投资回收面临风险。
随着新能源装机增多，弃电增多的迹象日益突出。比如：西北地区的弃电水平已经开始明显上升。有报道显示：甘肃太阳能弃电率已经超过30%，风能更甚。136号文下的风光CfD更接近一种“有附加条件的价格保障”：只有在能够顺利并网并完成事实发电的前提下，价格保障才生效。它无法有效约束弃电行为。
新能源装机繁荣背后的规制约束
中国风电与光伏的跨越式扩张，无疑为全球能源转型与气候治理提供了不可替代的支撑。然而，即便在度电成本大幅下降之后，新能源依然高度依赖可预期的成本回收机制。
与欧美依靠价格信号完成短期出清不同，中国电力体系长期将价格更多视为长期成本回收工具，而非实时平衡供需的核心手段。运行环节的竞争功能被显著弱化，投资规模与结构则始终深嵌于高度行政化的决策框架之中。
36亿千瓦装机目标能否如期实现，最终取决于地方政府是否愿意、也是否有能力通过“机制电量”的充分覆盖，为新增项目提供可靠的成本回收预期。
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