136号文之于行业的震荡，是一次不亚于"平价"初期的深刻讨论和对未来不确定性的担忧。但从产业发展数据来看，一个更严峻的现实已经横亘眼前：根据国家能源局数据，2024年全国风电利用率为95.9%，同比下降1.4个百分点，2025年1-11月，全国风电利用率为94.3%，呈继续下降趋势。风光发电利用率的下降也同步体现在设备利用小时上，中电联数据显示，2024年，全国并网风电利用小时数为2127小时，同比降低107小时。

2026年新春茶话会上，秦海岩秘书长强调指出，根据实际测算，在"无弃风"和"有弃风"条件下，风电项目收益大相径庭：基于当前各省机制电价竞价结果，无弃风情况下，机制电价可为风电项目收益提供有效保障。即便不享受机制电价的项目，无弃风情况下仅有两个省份全投资收益率低于6%，而一旦加入实际弃风率，一半以上不享受机制电价的项⽬全投资收益率将低于6%。

可以说，在风电行业热议市场化如何影响收益时，一个更值得关注的问题是——发出来的电能否被用掉。全面市场化固然带来电价的不确定性，但保障机制已在构建。而弃风问题一旦恶化，无论电价多高，发不出的电量都是零收益，对风电产业而言，弃风才是真正的"生死线"。

消纳困境比低电价更致命

分地区来看，部分地区弃风数据尤为突出。2024年，只有上海、浙江、福建和重庆连续三年风电利用率达到100%，其余地区利用率普遍下降。西藏自治区全年风电利用率为83%，弃风率高达17%；河北省风电利用率92.6%，弃风率7.4%；青海省风电利用率92.8%。此外，辽宁、吉林、河北、山东、河南、宁夏等多个省份风电利用率连续两年下降，消纳压力从传统的"三北"地区向全国蔓延。

数据来源：电力行业规划研究与监测预警中心

弃风对风电收益的影响是直接的。风电项目前期投入巨大，收益模型建立在稳定的利用小时数基础上，利用率每下降1个百分点，都可能导致项目IRR（内部收益率）显著下滑，甚至影响融资成本和后续投资决策。

而且，现货市场电价下降以及频现的价格倒挂现象，也给风光入市带来不小的压力。《2024年度中国电力市场发展报告》显示，已正式运行的山西、广东、山东、甘肃的日前市场均价分别为0.314、0.347、0.316、0.249元/千瓦时，普遍低于中长期交易价格。风光发电因出力波动大、可调度性差，往往在负荷低谷时段被迫低价甚至零价出清。如果再叠加消纳能力不足导致的弃风，企业面临的将是"量价齐跌"的双重困境。

弃风是生死线，消纳是前提

面对行业全面市场化的担忧，136号文给出了明确的收益保障方案，核心机制是"机制电价+差价结算"——对于2025年6月1日前投产的存量项目，差价结算机制提供了实质性保护：当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业给予差价补偿。这意味着，即便现货市场电价跌破成本线，存量项目仍能通过差价结算获得托底收益。

对于2025年6月1日起投产的增量项目，虽然需要通过竞价确定机制电价，各省已公布的机制电价水平（多数在0.25-0.35元/kWh）和70%-90%的机制电量比例，依然为项目收益提供了相对稳定的基本盘。

目前，全国31个省区市（不含港澳台地区），除西藏外均已下发机制电价实施方案，29个省区市已组织机制电价竞价工作。根据CWEA测算，机制电价盘子内，无弃风因素下，大部分地区全投资IRR达到7%-14%的水平；有弃风因素下，三个弃风率高于15%的区域全投资收益率低于6%。

不享受机制电价的项目，以当前交易电价水平，无弃风因素下仅两个省份全投资收益率低于6%；考虑实际弃风率，一半以上省份全投资收益率低于6%。

从CWEA的测算可以看出，一方面，当前的机制电价可为绝大部分风电项目投资收益提供有效保障，另一方面，弃电影响已经超过市场交易价格对风电项目收益水平的影响。换句话说，保障机制只能托底"价格"，但托不住"电量"，弃风率上升将直接削弱电价保障机制的实际效果。

这也解释了为什么在政策层面，国家在推进市场化改革的同时反复强调消纳问题的重要性。2024年7月，党的二十届三中全会明确提出"完善新能源消纳和调控政策措施"；2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》再次强调2025年前新能源市场化消纳占比超过50%、2029年前实现新能源全面参与市场。2025年10月，国家能源局发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，明确指出分类引导新能源开发与消纳、大力推动新能源消纳新模式新业态创新发展、完善促进新能源消纳的全国统一电力市场体系，如完善适应新能源参与电力市场的规则体系，创新促进新能源消纳的价格机制等。政策设计的逻辑很清晰：市场化是方向，保障机制是过渡，但消纳能力才是基础。

新投资逻辑，新解题思路

全面市场化是大势所趋，新规则下，风光发展正面临全新电力市场交易场景下的项目收益挑战。对风电产业而言，在弃光弃风、限电加剧、收益不确定性的情况下，首先需要重构的是投资逻辑。

以往，风电项目的投资逻辑较多地关注风资源情况与利用小时数，具有明显的资源导向性，面对未来好资源不等于高价值、高电价不等于高收益的情况，行业的投资逻辑应转向更加关注价格、波动性和边际价值的"市场价值导向"。

针对此，秦海岩秘书长强调指出：在电力交易场景中，平准化度电成本（LCOE）作为传统的核心成本指标，虽仍具重要参考价值，但已难以全面评估项目价值。行业需从"电量为王"转向"量价时代"，让每一时段的电量获得对应价值。对此，可以增加新的评价指标 LCOV（Levelized Cost of Energy Value，度电价值成本）对"每产生单位价值电量所需的成本"进行量化，LCOV越低项目投资价值越高。

他还建议，现行《风电场项目经济评价规范（2016年）》等标准文件已多年未修订，投资计算参数已无法准确反映当前市场环境的合理盈利边界，经评规范边界调整迫在眉睫。

作为风电企业而言，也需要主动寻找提升收益的路径，如探索精准功率预测、中长期合约锁定、绿证碳市场价值挖掘、探索绿电直连等多元化消纳路径。

( 来源: 北极星风力发电网 作者: 冉小冉 )