保障性收購持續(xù)“大滑坡”，風電光伏收益誰來保障?

　　2025年，對風光新能源來說將是極為重要的一年。兩大走勢將重塑新能源的未來：一個是各地大幅下調(diào)的新能源保障收購小時數(shù)，另一個是新能源正超乎預期地加速入市。

　　新能源保障性收購保量保價，關(guān)乎風光項目的最終收益。在過去兩年的全國兩會上，相繼有行業(yè)大佬、兩會代表提案，呼吁嚴格執(zhí)行《可再生能源法》的新能源保障性收購條款，以保障新能源投資收益，護航產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

　　然而，呼吁歸呼吁，各地的政策卻不盡如人意。歲末年初，廣東、新疆、浙江、江蘇、湖北、遼寧、寧夏、陜西、黑龍江、山東、內(nèi)蒙古、河北等12個省份發(fā)布了2025年電力交易方案，齊刷刷指向了大幅削減新能源保障收購小時數(shù)。照這個勢頭下去，光伏保障收購小時數(shù)滑向200小時是早晚的事。

　　與此同時，各省還在大力推動新能源入市。例如，“新能源裝機大省”山東明確，2025年到2026年，新增風電項目(含分散式風電)可自主選擇全電量或30%發(fā)電量參與電力市場，新增光伏發(fā)電項目(含分布式光伏)可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場;2030年起，新增風電、光伏發(fā)電項目全面入市。

　　2025年，新能源保障收購小時數(shù)銳減的殺傷力將初步顯露，而疊加新能源入市后跌跌不休的電價，光伏發(fā)電收益大幅下滑是“板上釘釘”的事。光伏新能源的未來在哪里?

　　保障性收購“大滑坡”

　　保障收購小時數(shù)“大滑坡”，江蘇、四川、陜西三省最為顯眼。

　　光伏裝機全國第三的江蘇，率先打響了削減新能源保障收購小時數(shù)的“第一槍”。根據(jù)最新政策，2025年江蘇集中式光伏、風電項目若不參加綠電交易，則全年保量保價保障收購小時數(shù)僅分別為400、800小時，每月上網(wǎng)電量扣除保量保價部分外，其余電量為保量競價部分。

　　400、800小時是什么概念?

　　2023年，江蘇風電平均利用小時數(shù)為2225小時，光伏平均利用小時數(shù)為1050小時。也就是說，削減后的保障收購小時數(shù)，僅為平均利用小時數(shù)的三分之一，另外三分之二被全部推向市場。

　　西部光伏“新銳”四川也迅速跟進。2025年，四川風電項目利用小時暫按400小時確定，光伏項目利用小時暫按300小時確定。“網(wǎng)開一面”的是，對租賃配儲和電源側(cè)配儲項目的風光電站，額外給予150小時傾斜支持。

　　對比2024年，四川風電、光伏優(yōu)先發(fā)電量中，風電項目利用小時數(shù)是800小時，光伏項目利用小時是600小時。2025年，四川風電、光伏保障收購小時數(shù)，分別降至400小時、300小時，齊刷刷“腰斬”。即便考慮到配儲額外獎勵的150小時，也還是出現(xiàn)了大幅滑坡。

　　更代表趨勢的，是新能源大省陜西。

　　2025年，陜西市場化風電、光伏保障利用小時數(shù)分別為417小時、293小時。截至2024年底，陜西的新能源裝機規(guī)模達到了5507萬千瓦，新能源裝機滲透率已經(jīng)接近50%。陜西正在引領(lǐng)光伏保障收購小時數(shù)滑向200小時，深深觸動著市場神經(jīng)。

　　此前，陜西省光伏保障收購小時數(shù)約在350小時左右，在此基礎(chǔ)上，2025年光伏優(yōu)先發(fā)電量下降近60小時。盡管這一下降幅度不如四川那樣巨大，但是，一個新能源裝機滲透率近50%的風光大省，保障收購小時數(shù)還要持續(xù)下調(diào)，很具有趨勢性指向意味。

　　同樣值得注意的是，陜西針對新、老項目做了區(qū)別對待——“2024年12月20日以前的231個集中式光伏項目，下達優(yōu)先發(fā)電量計劃50.3億千瓦時;2024年12月21日及以后進入商運的光伏發(fā)電機組，預留優(yōu)先發(fā)電量4.5億千瓦時。”

　　為什么要區(qū)別對待，而不是新老項目“一刀切”?這可能是考慮到新老項目不同的建設(shè)成本。

　　如若陜西省這一做法推廣開來，或意味著，未來各地新能源保障收購小時數(shù)都將普降，但是會區(qū)分新老項目，即分配給新項目的保障收購小時數(shù)要比老項目少。

　　上述三省之外的其他省份，比如山東、廣東、浙江、云南等地，盡管政策文件只字未提新能源保障收購小時數(shù)的下降，但卻規(guī)定了入市比例的增加，此增彼減，本質(zhì)上同樣意味著保障收購小時數(shù)的下滑。

　　總而言之，新能源保障收購小時數(shù)整體全面下滑已是大趨勢，《可再生能源法》規(guī)定的全額保障性收購早已經(jīng)“名存實亡”。

　　為何不能足額保障收購了?

　　《可再生能源法》新能源保量保價全額保障收購條款的誕生，有其具體的歷史背景。

　　最早從“風電三峽”起，處于起步期的新能源棄電問題十分嚴重，彼時新疆新能源利用率僅63%。為解決這一問題，在提升電網(wǎng)調(diào)度水平的同時，國家出臺了新能源保障性收購政策。其后，新能源利用率大幅提升到了95%左右，保障性收購對推動新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展居功至偉。

　　到“雙碳”目標提出的2020年底，中國風光新能源總裝機達到5.3億千瓦，發(fā)電量7000億度，在總發(fā)電量中占比尚不足10%。電網(wǎng)系統(tǒng)消納這10%的新能源發(fā)電量，當時是游刃有余。

　　“雙碳”目標出爐后，中國能源轉(zhuǎn)型的步伐驟然加快，風光新能源裝機以肉眼可見的速度狂飆突進。短短4年間，中國的風光裝機從5.3億千瓦大幅增長至2024年底的近14億千瓦，提前6年超額完成了“2030年新能源裝機12億千瓦”的宏偉目標。

　　尤其是最近兩年，新能源裝機增長非常巨大。2023年新增新能源裝機2.93億千瓦，2024年新增新能源裝機更是超過了3億千瓦。裝機增速之高，是電網(wǎng)企業(yè)始料未及的，電網(wǎng)系統(tǒng)的消納能力也捉襟見肘起來。此時，再去追求新能源95%以上的利用率，是有些“刻舟求劍”的意味了，已經(jīng)沒有可能。

　　在這樣的背景下，新能源全額保障性收購發(fā)生松動是自然而然的。

　　2022年1月18日，國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號)，明確“鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核”。

　　綠電參與電力市場，對其全額保障性收購的壓力也就減輕了：一部分繼續(xù)保量保價收購，一部分直接被推向市場。

　　此后，為進一步釋放新能源裝機空間，2024年國家能源局出臺政策，允許各省可酌情將新能源利用率降至90%(見華夏能源網(wǎng)此前文章《被“誤讀”的新能源消納紅線下調(diào)丨焦點》)。說白了，就是降低門檻紅線，給予地方更多的活動裝機空間。

　　一邊是風光新能源裝機繼續(xù)保持高增長勢頭(可能到2030年前，年度新增新能源裝機都在2億千瓦以上)，一邊是電力系統(tǒng)對新能源的消納能力嚴重不足，其結(jié)果必然是，新能源保障性收購大幅滑坡，同時新能源入市部分，量與價都不能得到充分保證。

　　中國的能源轉(zhuǎn)型，理想模式當然是“既要……也要……還要”，但是，“甘蔗沒有兩頭甜”，既要新能源裝機的高增長，還要只爭朝夕(不給系統(tǒng)消納能力的提升預留足夠時間)，當然是不可能的事情。面對新能源保障性收購的大幅滑坡，是只能接受的現(xiàn)實。

　　收益不確定性激增

　　新能源保障性收購大滑坡已是事實，新能源電力的出路在哪里?入市參與市場化電力交易，是為數(shù)不多的可選項。

　　這當中，就連一向?qū)Ψ植际焦夥亲o有加的山東，2024年底也大手筆推出了新能源入市新政。山東明確，2025年到2026年新增分布式光伏，可自主選擇全電量或15%發(fā)電量參與電力市場，對風電則是“自主選擇全電量或30%發(fā)電量參與電力市場”;最終到2030年，全部新能源電量都要入市交易。

　　然而，山東省只提及了“入市電量比例”，卻不提新能源保障收購小時數(shù)，是何意味?

　　這種政策提法是很有門道的：未入市部分的電量，原則上還是會繼續(xù)以往的保障性收購，但是，電網(wǎng)用盡渾身解數(shù)仍收購不了那么多又怎么辦呢?不規(guī)定具體的保障性收購小時數(shù)，就有了彈性空間。

　　隨著新能源大比例入市，多省市電力現(xiàn)貨市場“轉(zhuǎn)正”，實際效果已經(jīng)顯現(xiàn)。

　　還是以山東為例，現(xiàn)貨市場已正式運行了半年時間，現(xiàn)貨市場價格信號發(fā)揮了引導“削峰填谷”作用，這激勵用戶合理調(diào)整用電行為，轉(zhuǎn)移用電時段，將用電需求平移到光伏出力最旺盛的中午時段去，這使得山東發(fā)用電曲線匹配度更高，火電調(diào)峰壓力顯著減少。

　　此外，新能源大比例入市，帶來了全社會用電成本的下降。2024年前三季度，山東省內(nèi)現(xiàn)貨出清價格大幅降低，相比2023年同期下降18%，全社會總用電成本明顯降低。

　　不過，新能源保障性收購小時數(shù)大滑坡、新能源大比例入市，將使得新能源電站收益的不確定性也大幅上升。

　　原因在于，新能源保障性收購的電價，是參照當?shù)厝济簶藯U電價，而入市電量的電價就只能隨行就市了。還是以山東為例，山東的燃煤標桿電價是接近0.4元，而2024年前三季度，山東新能源發(fā)電量同比上升26%，且發(fā)電量增加以光伏為主，相應(yīng)的午間負電價時長同比增加了42%。

　　近一年來，大部分省份都遭遇了程度不等的電價沖擊：光伏發(fā)電午間現(xiàn)貨市場均價已經(jīng)跌破0.15元，甚至跑出了4分錢、3分錢的“地板價”;在中長期市場，光伏能獲得的電價也已經(jīng)滑落到了0.15元，并且還要面臨從現(xiàn)貨市場高價買電履約的風險。

　　總而言之，新能源的未來圖景已經(jīng)日漸清晰：持續(xù)高增長的新能源裝機量，大幅下滑的保障性收購小時數(shù)，加速入市以及承受壓力的入市電價，新能源未來收益不確定性大幅上升。面對市場大“變天”，中國新能源做好準備了嗎?(來源：華夏能源網(wǎng))