136號文之于行業的震蕩，是一次不亞于"平價"初期的深刻討論和對未來不確定性的擔憂。但從產業發展數據來看，一個更嚴峻的現實已經橫亙眼前：根據國家能源局數據，2024年全國風電利用率為95.9%，同比下降1.4個百分點，2025年1-11月，全國風電利用率為94.3%，呈繼續下降趨勢。風光發電利用率的下降也同步體現在設備利用小時上，中電聯數據顯示，2024年，全國并網風電利用小時數為2127小時，同比降低107小時。

2026年新春茶話會上，秦海巖秘書長強調指出，根據實際測算，在"無棄風"和"有棄風"條件下，風電項目收益大相徑庭：基于當前各省機制電價競價結果，無棄風情況下，機制電價可為風電項目收益提供有效保障。即便不享受機制電價的項目，無棄風情況下僅有兩個省份全投資收益率低于6%，而一旦加入實際棄風率，一半以上不享受機制電價的項?全投資收益率將低于6%。

可以說，在風電行業熱議市場化如何影響收益時，一個更值得關注的問題是——發出來的電能否被用掉。全面市場化固然帶來電價的不確定性，但保障機制已在構建。而棄風問題一旦惡化，無論電價多高，發不出的電量都是零收益，對風電產業而言，棄風才是真正的"生死線"。

消納困境比低電價更致命

分地區來看，部分地區棄風數據尤為突出。2024年，只有上海、浙江、福建和重慶連續三年風電利用率達到100%，其余地區利用率普遍下降。西藏自治區全年風電利用率為83%，棄風率高達17%;河北省風電利用率92.6%，棄風率7.4%;青海省風電利用率92.8%。此外，遼寧、吉林、河北、山東、河南、寧夏等多個省份風電利用率連續兩年下降，消納壓力從傳統的"三北"地區向全國蔓延。

數據來源：電力行業規劃研究與監測預警中心

棄風對風電收益的影響是直接的。風電項目前期投入巨大，收益模型建立在穩定的利用小時數基礎上，利用率每下降1個百分點，都可能導致項目IRR(內部收益率)顯著下滑，甚至影響融資成本和后續投資決策。

而且，現貨市場電價下降以及頻現的價格倒掛現象，也給風光入市帶來不小的壓力。《2024年度中國電力市場發展報告》顯示，已正式運行的山西、廣東、山東、甘肅的日前市場均價分別為0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦時，普遍低于中長期交易價格。風光發電因出力波動大、可調度性差，往往在負荷低谷時段被迫低價甚至零價出清。如果再疊加消納能力不足導致的棄風，企業面臨的將是"量價齊跌"的雙重困境。

棄風是生死線，消納是前提

面對行業全面市場化的擔憂，136號文給出了明確的收益保障方案，核心機制是"機制電價+差價結算"——對于2025年6月1日前投產的存量項目，差價結算機制提供了實質性保護：當市場交易均價低于機制電價時，由電網企業給予差價補償。這意味著，即便現貨市場電價跌破成本線，存量項目仍能通過差價結算獲得托底收益。

對于2025年6月1日起投產的增量項目，雖然需要通過競價確定機制電價，各省已公布的機制電價水平(多數在0.25-0.35元/kWh)和70%-90%的機制電量比例，依然為項目收益提供了相對穩定的基本盤。

目前，全國31個省區市(不含港澳臺地區)，除西藏外均已下發機制電價實施方案，29個省區市已組織機制電價競價工作。根據CWEA測算，機制電價盤子內，無棄風因素下，大部分地區全投資IRR達到7%-14%的水平;有棄風因素下，三個棄風率高于15%的區域全投資收益率低于6%。

不享受機制電價的項目，以當前交易電價水平，無棄風因素下僅兩個省份全投資收益率低于6%;考慮實際棄風率，一半以上省份全投資收益率低于6%。

從CWEA的測算可以看出，一方面，當前的機制電價可為絕大部分風電項目投資收益提供有效保障，另一方面，棄電影響已經超過市場交易價格對風電項目收益水平的影響。換句話說，保障機制只能托底"價格"，但托不住"電量"，棄風率上升將直接削弱電價保障機制的實際效果。

這也解釋了為什么在政策層面，國家在推進市場化改革的同時反復強調消納問題的重要性。2024年7月，黨的二十屆三中全會明確提出"完善新能源消納和調控政策措施";2024年11月，《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》再次強調2025年前新能源市場化消納占比超過50%、2029年前實現新能源全面參與市場。2025年10月，國家能源局發布《關于促進新能源消納和調控的指導意見》，明確指出分類引導新能源開發與消納、大力推動新能源消納新模式新業態創新發展、完善促進新能源消納的全國統一電力市場體系，如完善適應新能源參與電力市場的規則體系，創新促進新能源消納的價格機制等。政策設計的邏輯很清晰：市場化是方向，保障機制是過渡，但消納能力才是基礎。

新投資邏輯，新解題思路

全面市場化是大勢所趨，新規則下，風光發展正面臨全新電力市場交易場景下的項目收益挑戰。對風電產業而言，在棄光棄風、限電加劇、收益不確定性的情況下，首先需要重構的是投資邏輯。

以往，風電項目的投資邏輯較多地關注風資源情況與利用小時數，具有明顯的資源導向性，面對未來好資源不等于高價值、高電價不等于高收益的情況，行業的投資邏輯應轉向更加關注價格、波動性和邊際價值的"市場價值導向"。

針對此，秦海巖秘書長強調指出：在電力交易場景中，平準化度電成本(LCOE)作為傳統的核心成本指標，雖仍具重要參考價值，但已難以全面評估項目價值。行業需從"電量為王"轉向"量價時代"，讓每一時段的電量獲得對應價值。對此，可以增加新的評價指標 LCOV(Levelized Cost of Energy Value，度電價值成本)對"每產生單位價值電量所需的成本"進行量化，LCOV越低項目投資價值越高。

他還建議，現行《風電場項目經濟評價規范(2016年)》等標準文件已多年未修訂，投資計算參數已無法準確反映當前市場環境的合理盈利邊界，經評規范邊界調整迫在眉睫。

作為風電企業而言，也需要主動尋找提升收益的路徑，如探索精準功率預測、中長期合約鎖定、綠證碳市場價值挖掘、探索綠電直連等多元化消納路徑。