自从风光定价新方式《136号文》2025年初发布以来，各省陆续出台了新能源上网电价改革的实施方案，各式各样的差价合约政策（CFD）。与此前强调“市场决定价格”不同，136号文更像是一种软着陆式的管制加强改革。它极大了提供了价格的确定性，构成对风电行业的利好，暂时削弱了现货市场（在我国指的是日前/实时）价格划分损益的作用，为（扭曲的）市场规则完善争取了时间空间。风电、光伏等长寿命项目的定价逻辑，由此回到了传统范式——长期成本决定每一个短期价格，而非由短期波动性价格累积决定长期投资逻辑。

截止2025年10月，已有累计10个以上的省份出台了具体方案，并且部分组织了竞价发现机制电价的过程，有另外的10个左右的省份方案正在征求意见中。从这些具体实施方案看，当前的价格机制设计，比过去任何时期都更破碎复杂。既要拿走超额利润（马克思主义意识形态），也要保障投资激励（否则结构性目标完不成）；既要留足市场弹性（企业具有能动性，而不仅是个执行者），又要确保政策的确定性（各主体不能面临过大风险）。各省价格与数量规则，呈现出显著差异。有的强调“竞价上限”，有的设置“机制电量”层级比例，还有的试图通过行政直接划分主体收益。

必须明确：我国风电、光伏的开发主体高度多元。保持激励相容、实现投资节奏平稳，是实现2035年36亿千瓦目标的基本前提。也是国家支持的目标。我们必须未雨绸缪，防范一旦偏离理想市场环境，预期改变，可能重演欧洲海上风电招标的“过山车”——从2023年的负价格竞标，到2024年的全面流标，仅一年之间，繁荣与停滞几乎瞬间转换。

本期专栏，我们首先全景描述这一“过山车”式的国际经历；然后对比理论上的CFD机制与我国各省方案的区别；最后提出136号文下各省级规则的若干原则性建议，特别包括如何避免价格上限削弱投资激励？如何防止年度“机制电量”层级化恶化企业应然收益与现金流？等等。

国外经历——“风电项目不是摇钱树”

2023年，疫情后的第一年，欧洲的海风风电招标已经出现了负价格，也就是“开发权”需要开发商购买。这反映了项目的激烈竞争，以及未来电力价格高企的预期（大致是当时天然气价格持续高位环境下的线性外推），企业觉得海上风电可以挣大钱。当时，甚至有这样的讨论：如果开发商预期现货市场价格（比如日前）会普遍的高于长期合同，既有项目是否可以退出先前的支持计划？这在制定法律时有些国家是空白。这些讨论，随着市场现货价格的快速回落，很快变得不合时宜。

2023年德国联邦网络局（BNetzA）在一次6.5 GW拍卖中共获得了126 亿欧元的投标“收入”，被政治舆论视为成功。然而这笔表面上的财政收益，其实掏空了行业的投资信心——开发商不得不在高利率、高通胀、供应链紧张的条件下，再承担拍卖溢价带来的额外支出。

到了2024年11月，丹麦的海上风电竞标竟然一个参与者都没有，流标了。此次拍卖中，提供的地块位于北海的黄金区域，风资源和海洋深度条件堪称良好。政府提供了 3 个额外项目，每个1 GW，属于历史上最大，还允许开发商在这些区域再超额建设 1 GW。即使是国企控股的海上风电巨头Ørsted，也未在截止日期前参与这批6GW的竞标。丹麦绿色能源协会（Green Power Denmark）感叹，“依然无人投标”。协会首席执行官指出，此次拍卖设计存在问题，包括无补贴政策、特许权费用以及首次引入20%政府股权要求。他直言：“风力发电不是摇钱树（Wind turbines are not money trees）。”

这是丹麦的特殊情况吗？有部分因素相关。丹麦最大负荷目前6GW，各种装机已经超过7GW。目前的可再生能源已能够满足100%的电力需求。未来需求（例如交通电气化、电热、氢能生产）预期增长缓慢，导致开发商对未来电价和售电渠道缺乏信心。

时间快速推进到2025年。欧洲大国德国的海上风电项目也流标了——没有企业有信心参与。德国海上风能协会（BWO）对此反应平静——“结果在意料之中”。协会多次警告：现行的负出价（negative bidding）机制（相当于0最高限价），对开发商而言是不可持续的。

最新的消息，在经历同类困局后，丹麦、英国通过修正制度试图恢复理性市场信号。英国在AR7招标中重启了CFD机制，并显著提高最高价限额；丹麦则放弃“无限负出价”，重新引入政府成本分担条款。相比之下，德国的政策调整仍在犹豫。

理论上的CFD机制：从物理到金融

在可再生能源支持政策的研究与设计中，差价合约常被视为衔接市场定价与收入稳定性的核心机制。学术理论上通常区分三种基本类型。它们的差异体现出对风险分担与履约责的不同理解。

经典CfD是发电量挂钩（production-dependent）型。开发商按实际发电量获得补贴或返还，合约价格设定上限（cap）与下限（floor），当市场价低于下限时政府补贴差额，当市场价高于上限时企业返还收益。这种模式最符合直觉，也最接近物理系统的实际运行：发电才能算钱。然而，它也意味着企业在遭遇限电或出力受限时承担全部“数量风险”（volume risk）。

与之并列的是发电能力挂钩（capability-based）CfD。其核心思想是按项目“可发能力”而非“实际发电量”计价，通常基于当地气象条件与设备配置推算理论出力。这种做法弱化了企业因气候情况、电网约束或调度限制带来的随机波动，提高了现金流可预测性，但同时也限制了市场信号（比如高电价）的行为引导功能。

目前仍处于探索中的，是金融型/参考电厂型（financial or reference-plant-based）CfD。这一形式完全脱离实际发电量，以一个“虚拟参考电厂”的市场响应曲线为基准。运营商通过与政府差价结算（以参考电厂收益，而非自身收益），获得固定容量支付（capacity payment）。理论上，这种机制能最大限度隔离物理系统的不确定性。

我国特色的CFD机制

我国目前在新能源电价形成机制上的实践，并未遵循上述三种CfD逻辑中的任何一种，而是呈现出“杂糅式的中间状态”——既非完全发电量挂钩，也非容量能力挂钩，更像一种打折的“容量电价”。

最典型的体现，是机制（保价）电量与其他电量的并行划分。政府通过设定年度保障性规模（机制电量）给予固定价格，剩余电量则进入“市场”交易。它在逻辑上割裂了价格与数量的统一，使得同一台机组的不同发电量部分对应不同价格机制。

一个操作性问题就此浮现：机制电量本身往往是年度的，而市场电价具有显著的更小时间尺度波动特征。中央发改委通常以五年为政策周期，地方发改委一年一调，而电网企业的交易与结算周期则以月为单位——三种节奏交错，构成了“多重时间尺度不协调”现象。于是，在月度结算周期内，需要“人为分解”机制电量与市场电量的比例，以便进行逐月清算。

发改委的规定原则性提及：各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。但是不同月份的市场价格会有差异，使这种分解过程不仅关乎统计，更直接影响企业的现金流与收益。这是个涉及真金白银的企业利益问题。

长期来看，价量保证水平存疑。136号文出台之后，有微信网友算了一本帐：机制电量假设5000亿度，但全国新能源发电量2024年发电量已经到3.5万亿度，2025年还有新增装机，机制电量占比不超过15%。这个假设从何而来不得而知，但是这个15%机制电量（意味着价格确定性与充足性）反应了开发者的普遍低预期。这必然影响投资信心。

小结——若干建议

从上述国外经历与国内分析可见，136号文框架下的地方实施方案，关键在于保持激励相容与新投资的足够激励。基于此，提出以下若干原则性建议：

1、不宜设定无必要的招标上限价格。

在目前风光度电成本已普遍低于煤电的现实下，企业若能在上限以内“算得过账”，上限本身就失去意义(non-binding)；而若上限过低,无法考虑当地当时的特定情况，则可能直接削弱投资意愿，形成制度性掣肘。价格机制应以“发现”为主，而非“设限”。

2、不应人为分割年度发电量

所谓“机制电量”的分层安排在理论上缺乏必要性，在操作上则带来了时间错配与清算难题。发电企业的财务周期与电网结算周期天然不同步，若再人为叠加年度与月度两种时间维度，只会增加操作性困难。应避免以行政手段将同一电厂的发电量划分为不同属性，而应通过累计发电量统一周期参照，保障现金流的可预测性与规则的确定性。

3、锚定充分投资激励、完善政策反馈迭代机制

在《136号文》过渡期内，各省应建立定期评估制度，重点关注两个方面：一是招标结果与投资规划预期的偏离度，二是相比风光价值参照系——煤电基准价格而言，月度机制电量清算中平均价格信号的扭曲程度。