新能源渗透率提高导致供电高峰时段电价降低、现货市场价格波动加剧、新能源弃电率出现反弹——中国风光发电占比已达19%且仍在快速攀升，但“投资-部署-成本下降-盈利能力”的增强回路正面临三重调节回路的威胁。EEIST报告运用系统映射方法分析了新能源投资风险的形成机制，并指出英国差价合约（CfD）的成功经验为中国提供了打破调节回路、护航新能源持续投资的政策参考。

“投资-部署-成本下降-盈利能力”之间的增强反馈推动了风光发电远超预期的非线性增长。2024年中国风光发电占比已达19%，风电、光伏累计装机14.1亿千瓦提前6年完成2030年目标。但保持这一增强回路的持续发展正面临挑战。
随着新能源在电力结构中占比持续增长，以及越来越多新能源电力通过市场交易而非保障性收购，一系列调节回路开始显现：新能源渗透率提高导致供电高峰时段电价降低；现货市场价格波动加剧，收益可预测性降低，融资成本可能上升；销量风险增加，即由于技术弃电、经济弃电或新能源供过于求，导致项目售电受阻。
在一些新能源发电占比最高的省份，这些负面效应已初现端倪。尽管煤电价格仍是主导因素，但电价已受到下行压力。在电力现货市场较发达的省份，价格波动加剧，下降多年的新能源弃电率出现反弹。

出售绿色电力证书从原则上能让新能源企业增收，从而刺激相关投资。但当前绿证价格过低，仅为煤电基准价的0-3%，只有大幅提高绿证价格才能真正实现激励效果。
然而，将绿证价格稳定在足以吸引投资的高位绝非易事，主要原因在于该政策存在调节回路机制：新能源项目开发越成功，绿证供应也就越充足，绿证价格反而越走低。即便绿证价格固定不变，也只能部分抵消威胁新能源投资的三种调节回路中的一种。这一反馈机制意味着绿证政策在新能源大规模发展时存在“自限性”，难以成为新能源投资的稳定支撑。

英国的实践证明了差价合约能有效打破价格风险与波动的调节回路，并持续护航新能源投资。自2013年引入差价合约，在短短十年间，英国海上风电装机容量和签约容量均增长了近七倍，同时成本下降了三分之二以上。
然而，随着新能源发电在英国发电结构中占比突破三分之一，销量风险日益凸显。2023年，大不列颠电力日前交易中出现了214小时的负电价，是2022年的三倍。若系统缺乏调节机制，到2030年新能源发电可能有近一半时间超过电力需求，届时27-37%的风电可能面临弃电。
由于英国现行差价合约的价格保障仅适用于能售出的电量，无法解决电量无法售出所带来的风险，英国政府正在考虑替代性差价合约设计，如基于预期发电量或装机容量的差价合约，从而打破或约束销量风险的调节回路。

中国电力中长期市场中也存在类似差价合约的机制，为中长期合约覆盖的电量提供价格保障。但由于中长期合约通常为一年期，难以覆盖新能源电厂在20年生命周期内所需的风险保障，这些合约更适用于预算预测，难以指导投资。
2025年136号文引入了新的差价结算机制，为此前受到保障性收购政策覆盖的新能源电量提供部分机制电价，执行期限根据项目回本周期而定。随着新能源发电企业需逐渐参与市场交易，推广这一机制可以控制价格风险并缓解波动性，为新能源的持续投资护航。
中国优势在于可在省级层面开展不同政策的“先行先试”。建议各省可尝试不同的差价合约机制，包括基于预期发电量或装机容量的差价合约，从而找到限制销量风险调节回路最有效的方法，助力新能源的持续投资。预计到2030年，中国将有九个省份可能面临新能源过剩情况（约占全年时长的20%-30%），这将进一步加剧销量风险。