来源：市场资讯
（来源：租赁小哥）
先讲个场景，
一家租赁公司在看一笔新能源项目，直租，承租人是某光伏电站运营商，项目在西北某省。立项材料做得很漂亮：装机容量、年利用小时、造价、IRR，一应俱全。测算表里的电价那一栏，填的是一个四平八稳的数字，然后顺着20年租赁期限拉到底。
评审会上大家讨论的，还是老三件：承租人主体信用、担保够不够、残值怎么算。
几乎没人问一句——这个电站的电，现在到底按什么价卖？能卖多少量？这个价能保几年？
而这三个问题，恰恰是136号文之后，风电、光伏租赁真正的命门。
2025年2月，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），风电、光伏上网电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成。简单说：从"国家定价"时代，走进了"市场定价+机制托底"时代。
政策已经落地一年多了。但坦率说，不少租赁、保理公司手里那套尽调和测算模板，还停留在标杆电价时代。今天这篇不聊宏观口号，就聊三个直接影响你这笔资产现金流的问题：电价的结构、省与省的差距、以及尽调时到底该查哪几个数。
一、电价不再是一个数字，而是一整套结构
老的逻辑很简单。标杆电价时代，一个风电、光伏项目的上网电价基本是核准即锁定，你拿到一个数，乘上发电量，收入就算出来了。这个数是"确定的、单一的、长期的"。
136号文之后，这个数变成了一套结构。拆开来至少有三层，每一层都直接决定现金流：
第一层，分存量和增量，分界是2025年6月1日。
存量项目（2025年6月1日前投产）：机制电价按现行价格政策执行、不高于当地煤电基准价，政策衔接，相对稳定。
增量项目（2025年6月1日及以后投产）：机制电价由各地每年组织项目竞价形成，按报价从低到高确定入选，机制电价按入选项目最高报价定、但不得高于竞价上限。也就是说，增量项目的托底电价是竞争出来的，而且每年可能重定。
第二层，只有"机制电量"按机制电价托底，其余电量随行就市。
机制的本质是"差价结算"：对纳入机制的电量，市场交易均价低于机制电价时补差价，高于时扣差价，相当于一个"多退少补"的保底价。但注意——不是全部发电量都纳入机制。纳入多少比例，各地不同。
第三层，机制电价有执行期限，不是终身制。
存量按原政策保障期限；增量按同类项目回收初始投资的平均期限确定。期限一到，或者中途自愿退出，就完全暴露在市场价格里。
这三层叠在一起，意味着什么？意味着你测算表里那个单一电价，实际上是一个"加权混合价"——一部分电量按托底价、一部分按市场价，托底价还只保若干年。还用标杆时代的单一电价拉20年，算出来的IRR是虚的。
二、同样一度"绿电"，省和省之间差了近3倍
如果说结构变化是"时间维度"的，那空间维度的分化更扎心。
看一组截至2026年中的增量项目机制电价对比（光伏）：上海闵行的机制电价是0.4155元/度，全国排第1；而全国最差的省份只有0.15元/度。差多少？2.77倍。
再看一个更说明问题的指标——增量机制电价相对当地脱硫煤电价的折价比例。上海、北京都是0.00%，也就是机制电价等于煤电基准价、零让利；而全国平均值约-13.47%，最差的省份低至-40%。
这背后的逻辑是：竞价省份新能源扎堆、消纳压力大，项目为了拿到机制电量资格，竞相报低价，托底价被一路压下去。而上海这类负荷中心、资源稀缺、新能源装机少的地区，电价反而坚挺。
这里有个反直觉的点值得点一句：上海的电价排第一，但上海恰恰是光伏资源禀赋很差的地方——日照时数远不如西北。可度电收入看的是电价，不是光照。一个资源禀赋一般但电价高、消纳好的东部项目，现金流可能比一个资源一流但电价被打到0.15元的西北项目更稳。
对做资产的人来说，这直接颠覆了一个惯性判断：以前评价新能源资产，默认"西北大基地=好资产"；现在，资产建在哪个省，可能比承租人是谁更先决定这笔租赁的安全垫。区域电价风险，应该排在尽调清单的最前面，而不是附注里。
三、两个最容易被测算忽略的"乘数"
结构看清了、区域看清了，接下来是两个实操中最容易漏、但对测算结果影响极大的变量。
第一个，机制电量比例。
机制托底只覆盖一部分发电量。以上海增量光伏首轮竞价为例，各类光伏（户用、分布式、集中式）纳入机制的电量比例上限是90%，执行期限12年。换句话说，有10%的电量从第一天起就完全随行就市；12年之后，更是全部电量都要直面市场。
而市场电价是什么水平？看各地"新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用"那条趋势线就能直观感受——这个费用本质是市场均价低于机制价、需要补的差价，它在不少省份从2026年初的约0.06元/度一路爬到了年中的0.13元/度左右，说明新能源实际市场成交价在走低、午间光伏大发时段价格塌陷得越来越厉害。这部分"裸奔"电量的真实收入，可能远低于机制内电价。
很多测算还在按"全额电量×机制电价"算收入，这一项就足以把IRR撑高一截。
第二个，执行期限和租赁期限的错配。
这是租赁公司特别要盯的。增量光伏的机制电价执行期限，上海首轮是12年；而存量项目普遍按20年保障（风电存量陆上、海上都按20年；陆上风电机制小时数约36000小时、海上约52000小时）。
问题来了：一笔增量光伏租赁，租期如果做了15年、18年，那么从第13年开始，托底价没了，项目收入要完全按市场价走——而你的租金还得照付。收入端的保护期和负债端的偿付期一旦错配，后半段的现金流测算就是在赌电价不跌。
四、一条正在走低的长期曲线
最后说趋势。
把各地"电网当月平均购电价格"拉成一条线会发现：全国电价最低的那条线（新能源富集、消纳困难地区），2026年上半年还在往下探，6月触底后7月略有回升；而机制差价结算费用那条线整体上行。两个信号合起来讲的是同一件事——随着新能源装机继续堆、午间供过于求加剧，增量项目的机制电价和市场电价，长期大概率是往下走的。
这对存量项目影响相对小（机制电价衔接现行政策、相对稳定），但对增量项目是实打实的：机制电价每年竞价重定，今年0.33，明年可能更低。所以给增量项目做租赁测算，电价必须做下行情景，至少跑"机制价持平、逐年下降、折价扩大"几档。只做一个"机制电价永远不变"的乐观情景，那不叫测算，叫自我安慰。
五、落到尽调，这5个数你得查清楚
136号文之后，做一笔风电、光伏租赁，至少要把这五个数钉死：
- 投产时间
：2025年6月1日前还是后？——决定走存量还是增量逻辑。
- 机制电价
：当地到底多少？是衔接煤电基准价，还是竞价压到了几折？
- 机制电量比例
：百分之多少的电量有托底？剩下的按什么市场价算？
- 执行期限
：托底保几年？和你的租赁期限是否错配？
- 区域趋势
：这个省的新能源市场价、差价结算费用在走高还是走低？
过去查这五个数，得在各省发改委网站、竞价公告、交易中心文件之间来回翻，一个省一份方案、一轮竞价一个公告，还常常算不清相对煤价打了几折。
最近用猎客app的新能源模块，发现它把这套东西整合成了现成的工具，挺顺手：
打开猎客app-点击新能源功能
- 光伏发电 / 风力发电两个入口分类型查
- 四维电价查询
：脱硫煤电价、存量机制电价、增量机制电价、增量对煤价折价比例，同时给全国最优/最差/平均/中位值和省域排序，你要落地的区域排第几、优于还是弱于全国，一眼就知道；
- 机制竞价查询
：存量/增量项目的机制电价、纳入机制电量比例、执行期限（光伏按年、风电连陆上36000小时/海上52000小时都有）、竞价轮次、公布时间、并网投产窗口期，甚至附上竞价公告原文链接，可以直接溯源；
- 纵向趋势
：区域平均购电价、差价结算费用折合度电水平的月度曲线，区域值和全国最大/最小/中位值画在一起，一眼看出这个省的电价在往上还是往下。
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今天文中引用的所有数值——上海0.4155、全国最差0.15、平均折价-13.47%、上海增量90%电量/12年期限、北京风电存量20年——都来自这个模块。如果你手上正有风电、光伏项目要过会，或者想快速横向比几个省的电价结构，不妨用它先查一遍，比满网翻文件快得多，也能把"建在哪、哪年投产"这件事，在立项最前端就看清楚。
新能源这波市场化，说到底是把一笔长期资产的收益，从"政策兜底"交还到了"区域供需和市场价格"手里。
对发电运营商是重新定价，对做租赁的我们，是重新定价手里的风险。以前看一个新能源项目，习惯先看承租人是谁；136号文之后，可能得先看它建在哪、哪年投产、电价结构长什么样。
这套账越早算清楚，越能在别人还按标杆电价拉表的时候，先一步看清哪类资产是真现金流、哪类是漂亮的坑。
下一次评审会，不妨多问一句：这个电价，是机制价还是市场价？能保几年？——这一句话，可能就值一笔不良。
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