在“雙碳”目標進入攻堅階段的2025年，中國新能源產業(yè)迎來政策與資本的雙重賦能。隨著地方政府專項債券管理機制改革、超長期特別國債擴容節(jié)能降碳領域、以及中央預算內投資專項管理體系的完善，風光儲氫項目開發(fā)企業(yè)正面臨前所未有的資金機遇。這些政策工具不僅規(guī)模空前，更在投向范圍、審批效率和支持比例上實現(xiàn)重大突破，形成覆蓋項目全生命周期的資金支持網絡。國家發(fā)改委136號文（發(fā)改價格〔2025〕136號）的出臺標志著新能源全面市場化定價時代的來臨。隨著這項標志性政策的落地，超長期特別國債、中央預算內投資、地方政府專項債三大資金工具協(xié)同發(fā)力，為新能源項目構建了多層級的資金支持體系。
一、政策背景與框架：新能源發(fā)展的資金支持體系重構
在全球能源轉型加速的背景下，我國新能源產業(yè)已進入規(guī)模化、市場化、高質量發(fā)展的新階段。截至今年5月底，我國風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模分別達到5.7億、10.8億千瓦，占全部裝機比重達到45.7%，已經超過了火電裝機的比重。但新能源消納壓力、市場化收益波動、技術迭代成本等問題仍制約行業(yè)發(fā)展。國家發(fā)改委于2025年1月發(fā)布《關于深化新能源上網電價場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），標志著新能源政策從“補貼驅動”向“市場驅動+政策協(xié)同”轉型。與此同時，專項債、超長期特別國債、中央預算內資金等財政工具的聯(lián)動支持，為新能源項目開發(fā)構建了多層次、多維度的資金保障體系。
1.136號文的核心導向：市場化定價與可持續(xù)發(fā)展機制136號文的核心目標是通過電價市場化改革和建立“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制”，破解新能源大規(guī)模并網帶來的系統(tǒng)成本分攤難題。其核心內容包括：全面市場化電價：新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，電價通過市場交易形成，存量與增量項目以2025年6月1日為節(jié)點分類施策。機制電量與差價補貼：通過“機制電量”設定初始保障性電價（如新疆試點中機制電價競價區(qū)間為0.15-0.262元/千瓦時），并對差額部分進行結算，平衡市場波動風險。新老政策銜接：對2022年已實施的平價項目，延續(xù)原優(yōu)先電量政策，確保改革平穩(wěn)過渡。
2. 財政工具協(xié)同：專項債、超長期國債與中央預算內資金的定位專項債：重點支持新能源基礎設施（如風電場、光伏電站、儲能設施）建設，允許作為資本金撬動社會資本，2025年新增專項債額度中明確向綠色能源傾斜。超長期特別國債：發(fā)行規(guī)模達1.3萬億元，期限最長50年，利率較商業(yè)貸款低1.5-2個百分點，重點投向氫能產業(yè)鏈、跨區(qū)域特高壓通道、老舊設施改造等長周期項目。中央預算內資金：通過《節(jié)能降碳中央預算內投資管理辦法》等文件，以直接補助、以獎代補形式支持技術研發(fā)、循環(huán)經濟示范等方向，單個項目最高補貼1億元。
二、分項政策解析：新能源項目開發(fā)的資金適配路徑
（一）136號文下的市場化收益模式創(chuàng)新電價形成機制變革機制電量競價：增量項目通過邊際出清方式分類型（風電、光伏）競價，電價區(qū)間為0.15-0.262元/千瓦時，年度組織一次，鼓勵企業(yè)優(yōu)化報價策略。
差價結算保障：對納入機制的電量，電網企業(yè)按機制電價結算，初期不再疊加其他差價補貼，倒逼企業(yè)提升成本控制能力。收益風險對沖工具綠證與碳交易聯(lián)動：推動新能源通過綠證交易、碳市場獲取額外收益，彌補市場化電價波動。例如，山東試點中要求新能源項目同步參與綠電交易，綠證溢價可達0.03-0.05元/千瓦時。
容量補償機制：部分省份（如廣東）探索新能源參與容量市場，按裝機容量獲取補償，保障基礎收益。
（二）專項債：新能源基建的資本杠桿支持范圍與申報要點重點投向：風電、光伏、儲能等新能源裝備制造及配套基礎設施，要求項目前期手續(xù)齊全、符合區(qū)域發(fā)展規(guī)劃。資本金比例：專項債資金可占項目總投資的20%-30%，最高可撬動4-5倍社會資本。例如，某200億元光伏項目通過專項債融資40億元，帶動銀行貸款120億元。典型案例分析新疆某風電項目：通過專項債融資30億元，建設500MW風電場及配套儲能，年發(fā)電量12億千瓦時，IRR提升至8.5%。江蘇儲能示范項目：專項債支持20億元用于鈉離子電池儲能系統(tǒng)建設，降低初始投資成本15%。
（三）超長期特別國債：長周期項目的資金解藥政策優(yōu)勢與適配場景期限匹配：30-50年超長期限與新能源項目生命周期（風電25-30年、光伏20-25年）高度契合，避免再融資風險。低成本融資：利率較LPR低100-150BP，以某氫能產業(yè)園項目為例，超長期國債融資50億元，綜合融資成本降至3.2%。重點支持領域氫能全產業(yè)鏈：制氫設備（如電解槽）、儲運設施（高壓氣態(tài)儲氫）、加氫站建設，國債資金占比可達50%-70%。跨區(qū)域輸電通道：支持隴東-山東、哈密-重慶等特高壓工程，提升新能源外送能力，降低棄風棄光率。
（四）中央預算內資金：技術研發(fā)與示范應用的“第一桶金”支持方向與分配機制技術攻關：重點支持鈣鈦礦光伏、液流電池、氫能儲運等前沿技術，單個項目補助上限1億元。循環(huán)經濟：對退役風機葉片回收、動力電池梯次利用等項目，按投資額15%給予補貼。申報策略與案例某光熱發(fā)電項目：通過預算內資金支持1.2億元，實現(xiàn)熔鹽儲熱技術突破，發(fā)電效率提升至25%。縣域充換電設施試點：中央財政預撥29.1億元，支持75個縣建設充電樁網絡，帶動社會資本投資超100億元。
三、政策協(xié)同機制：破解新能源發(fā)展的資金瓶頸
（一）“財政+市場”雙輪驅動模式風險分擔機制專項債+超長期國債：通過長周期、低成本資金覆蓋項目固定成本，市場化電價覆蓋可變成本，形成收益安全墊。綠證與碳交易：利用金融工具對沖電價波動風險，例如某光伏項目通過綠證交易年增收1200萬元。技術迭代加速中央預算內資金+超長期國債：聯(lián)合支持技術研發(fā)，如國家電投依托預算內資金0.8億元、國債資金3億元，完成鈣鈦礦組件效率突破26%。
（二）區(qū)域差異化支持策略資源富集區(qū)（如西北）：側重專項債支持風光基地建設，超長期國債配套外送通道，中央預算內資金用于儲能配套。負荷中心區(qū)（如東部沿海）：通過綠電交易、碳稅返還等市場化手段提升收益，中央預算內資金支持虛擬電廠、智能微網試點。
（三）全生命周期資金管理前期：專項債、超長期國債解決資本金與基建投入；運營期：市場化電價+綠證收益覆蓋運營成本；退出期：通過REITs、碳排放權質押等實現(xiàn)資產證券化。
四、挑戰(zhàn)與建議：完善政策協(xié)同的路徑
（一）現(xiàn)存問題政策銜接不暢：專項債與超長期國債的申報流程存在重疊，部分項目重復申請資金。市場機制不完善：綠電交易規(guī)則不統(tǒng)一，跨省區(qū)交易壁壘仍存。技術風險較高：氫能、儲能等新興領域技術路線尚未定型，財政資金支持效率待提升。
（二）優(yōu)化建議建立統(tǒng)一申報平臺：整合專項債、超長期國債、中央預算內資金的申報系統(tǒng)，避免多頭管理。完善市場化配套：加快全國統(tǒng)一電力市場建設，推動跨省區(qū)綠電交易標準化。強化績效評價：對財政資金支持項目實施全周期跟蹤，建立“紅黃牌”退出機制。
五、未來展望：新能源資金生態(tài)的演進方向
隨著136號文的深化實施與財政工具的持續(xù)創(chuàng)新，新能源項目的資金支持將呈現(xiàn)三大趨勢：融資結構多元化：從依賴政策性資金轉向“財政+市場+社會資本”協(xié)同；風險管理精細化：通過金融衍生品（如電力期貨）對沖價格波動風險；技術-政策正向循環(huán)：財政資金引導技術突破，技術進步反哺市場競爭力提升。新能源產業(yè)的高質量發(fā)展，離不開市場化機制與財政政策的深度融合。136號文通過電價改革重塑收益模型，專項債、超長期國債、中央預算內資金則構建了覆蓋項目全周期的資金支持網絡。未來，需進一步優(yōu)化政策協(xié)同機制，強化市場與政府的“雙輪驅動”，方能實現(xiàn)新能源產業(yè)的可持續(xù)繁榮。
