2018年“531政策”标志着我国光伏补贴退坡的开始，也宣告新能源发电逐步走向平价上网时代。2024年4月1日，电网不在保量，再到今年的136号文的发布，6月1日起新增的风电、光伏等新能源项目上网电量原则上全部进入市场，通过市场交易形成价格。宣告着中国新能源电价正式进入改革的深水区。过去几年依托固定上网电价、政策补贴的光伏与风电，如今要面对的是完全不同的游戏规则——机制电量、机制电价，以及未来全量进入交易市场的趋势。目前全国已有多省市率先发布136号文配套细则，明确新增项目将不再保价、不再保量，电价竞争将愈发激烈。（如果觉得不错的，烦请给个关注，点个赞！多分享给需要的朋友，大家可以一起再留言区探讨交流，有不对的地方评论区予以指正）
二、电价机制变化：从单一电价到复合收入
1. 能量价格
由中长期合同和现货市场竞争形成，随供需、气象条件、负荷变化而波动，是最直接的售电收入。
2. 容量价格
补偿机组为系统提供可用容量的价值，确保在电量减少时仍有稳定收入。目前主要覆盖煤电机组，未来可能扩展到核电、燃机等稳定电源。
3. 辅助服务价格
对机组提供调峰、调频、备用、电压支撑等灵活性服务给予补偿。新能源占比越高、系统调节需求越大，这部分价值越凸显。
这一“三部制”框架，使各类电源的成本-收益逻辑发生了根本性改变，度电成本（LCOE）不再直接对应上网电价，而是需要结合市场策略、灵活性和额外价值进行综合测算。
二、度电成本的计算逻辑
1. 什么是度电成本？
度电成本（LCOE，Levelized Cost of Energy）是衡量电力项目经济性的关键指标，表示在整个生命周期内，每度电（kWh）所需的平均成本。LCOE不仅考虑了初始投资成本，还包括运维成本（O&M）、燃料成本（如果适用）、融资成本、折旧成本以及项目寿命期内的发电量
根据通用电气发布的《2025中国风电度电成本》，平准化度电成本的计算公式如下：
其中Pd表示动态的投资成本，D表示这就成本，Rt表示税率，Po表示运维成本，V表示残值，Rd表示折现率，E表示年发电量
从公式中可以看出总成本包括建设投资、运维费用、融资成本、税费等；
发电量由装机容量、利用小时数、设备效率等决定。
2.控制度电成本的关键途径：
降低设备采购价格和施工成本这个是摆在明面上的，上不得台面的是隐形的非技术成本（产前配置、指标、路条、居间、土地租金等）可以说飞机是成本是一个项目成本的生死线；
提高设备效率和利用小时数；优化融资结构和利率；延长设备使用寿命、降低运维成本。
三、五大电源度电成本与电价机制分析
1. 煤电（火电）：从电量提供者到系统基石
1）LCOE构成
燃料成本：2025年动力煤价格预计在 700~850 元/吨，呈偏弱走势。
运维与“三改联动”：节能降碳、灵活性改造、供热改造虽增加投资，但换来容量与辅助服务收益。
碳成本：碳价若达 100 元/吨，煤电成本将增加约 0.128 元/千瓦时。
2）上网电价结构
市场电能量价格：受燃料成本、负荷、可再生出力影响波动大。
容量电价：补偿比例约固定成本的 30%~50%，是保底收益来源。
辅助服务补偿：灵活性机组、位于新能源高渗透地区的机组收益更高。
结论：煤电LCOE高于新能源，但凭借容量补偿与灵活性服务，仍是系统可靠性的重要保障。
2. 水电：从基荷主力到市场化调节器
1）LCOE构成
存量巨型水电：如三峡、葛洲坝，折旧结束，度电成本极低。
新建水电：地形复杂、移民与环保成本高，度电成本显著上升。
2）上网电价结构
市场化电价：在四川、云南等地已与火、风、光同台竞争，价格下限放宽至 0。
灵活性套利：利用水库调节性，低价时减少发电，高价时全力发电。
辅助服务：快速启停与出力调节，使水电在调频、备用服务市场占据优势。
结论：平均LCOE低，灵活性价值高，是新能源波动的天然调节器。
3. 风电：低成本但需“卖得聪明”
1）LCOE构成
陆上风电：约 0.23~0.40 元/千瓦时，已全面进入平价阶段。
海上风电：约 0.57 元/千瓦时，成本是陆上的 1.5~2 倍，补贴退出后盈利压力大。
2）上网电价结构
市场电价：受季节、风速、系统负荷影响大。
机制电价：在低价时提供收益兜底，高价时参与市场。
绿证溢价：约 0.02~0.05 元/千瓦时，出口企业、履约需求推高绿证价格。
结论：LCOE低，但波动大，需通过交易策略与绿证收益优化整体回报。
4. 光伏：度电成本最低，但受出力时间限制
1）LCOE构成
固定倾角光伏：约 0.23~0.27 元/千瓦时，部分资源区可低至 0.2 元。
成本下降空间有限，主要靠技术提升效率和降低运维成本。
2）上网电价结构
市场电价：中午集中出力易造成“价格自噬”，需配储能或跨时段交易。
机制电价与绿证：与风电类似，是稳定收入与增值收益的重要来源。
结论：成本优势明显，但需要储能、直供交易等方式缓解低谷时段价格下跌压力。
5. 核电：资本密集型的稳定之锚
1）LCOE构成
初始投资：以“华龙一号”为例，约 1.6 万元/千瓦，折旧与资本成本占比高。
运维与燃料：占比低于资本成本，但周期长，总额可观。
年利用小时数高（>7500h），摊薄固定成本能力强。
2）上网电价结构
标杆电价：0.43 元/千瓦时，为主要收入来源。
市场化探索：超设计利用小时部分按市场价执行。
潜在容量补偿：未来有望参照煤电设计零碳容量价格机制。
结论：虽然投资大，但全生命周期成本具竞争力，稳定性价值高。
可以看出，在单纯度电成本上，光伏和风电已具备一定优势，但其波动性和不稳定性，使得在全量市场化交易环境下，需要更低成本与更多调节手段才能具备竞争力。
四、136号文电改之下面临的挑战
电价下探压力大：新增项目机制电价必然低于燃煤标杆价，甚至接近边际成本。
收益模型复杂化：不再是“装机-并网-收电费”单线逻辑，而是多变量叠加计算。
消纳难加剧：配网改造滞后、区域负荷与资源错配，弃风弃光风险上升。
然则风险之下机遇也是相伴相生的
五、优化度电成本与电价策略
在136号文的背景下，新能源企业必须在项目早期做好精细化设计与测算，主要优化方向：
1）控制非技术成本：选择无需产前配置，或者政府要求相对低的，光伏控制在0.15内，风电控制在0.2内，另外的就是所谓的路条、居间等。
2）选址优先：尽量选择高利用小时数、配网条件好的区域；
3）技术升级：采用高转换效率组件、低衰减设计，延长系统寿命；
4）配储合理化：适度配储能参与调峰和市场化交易，提升收益率；
5）财务优化：争取低息融资、合理资本金比例，压缩财务成本；
6）收益多元化：主动参与绿证交易、碳市场、辅助服务市场。
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