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作者 |刘洋
编辑 |杨亦
2025年,对风光新能源来说将是极为重要的一年。两大走势将重塑新能源的未来:一个是各地大幅下调的新能源保障收购小时数,另一个是新能源正超乎预期地加速入市。
新能源保障性收购保量保价,关乎风光项目的最终收益。在过去两年的全国两会上,相继有行业大佬、两会代表提案,呼吁严格执行《可再生能源法》的新能源保障性收购条款,以保障新能源投资收益,护航产业健康发展。
然而,呼吁归呼吁,各地的政策却不尽如人意。岁末年初,广东、新疆、浙江、江苏、湖北、辽宁、宁夏、陕西、黑龙江、山东、内蒙古、河北等12个省份发布了2025年电力交易方案,齐刷刷指向了大幅削减新能源保障收购小时数。照这个势头下去,光伏保障收购小时数滑向200小时是早晚的事。
与此同时,各省还在大力推动新能源入市。例如,“新能源装机大省”山东明确,2025年到2026年,新增风电项目(含分散式风电)可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场,新增光伏发电项目(含分布式光伏)可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场;2030年起,新增风电、光伏发电项目全面入市。
2025年,新能源保障收购小时数锐减的杀伤力将初步显露,而叠加新能源入市后跌跌不休的电价,光伏发电收益大幅下滑是“板上钉钉”的事。光伏新能源的未来在哪里?
保障性收购“大滑坡”
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保障收购小时数“大滑坡”,江苏、四川、陕西三省最为显眼。
光伏装机全国第三的江苏,率先打响了削减新能源保障收购小时数的“第一枪”。根据最新政策,2025年江苏集中式光伏、风电项目若不参加绿电交易,则全年保量保价保障收购小时数仅分别为400、800小时,每月上网电量扣除保量保价部分外,其余电量为保量竞价部分。
400、800小时是什么概念?
2023年,江苏风电平均利用小时数为2225小时,光伏平均利用小时数为1050小时。也就是说,削减后的保障收购小时数,仅为平均利用小时数的三分之一,另外三分之二被全部推向市场。
西部光伏“新锐”四川也迅速跟进。2025年,四川风电项目利用小时暂按400小时确定,光伏项目利用小时暂按300小时确定。“网开一面”的是,对租赁配储和电源侧配储项目的风光电站,额外给予150小时倾斜支持。
对比2024年,四川风电、光伏优先发电量中,风电项目利用小时数是800小时,光伏项目利用小时是600小时。2025年,四川风电、光伏保障收购小时数,分别降至400小时、300小时,齐刷刷“腰斩”。即便考虑到配储额外奖励的150小时,也还是出现了大幅滑坡。
更代表趋势的,是新能源大省陕西。
2025年,陕西市场化风电、光伏保障利用小时数分别为417小时、293小时。截至2024年底,陕西的新能源装机规模达到了5507万千瓦,新能源装机渗透率已经接近50%。陕西正在引领光伏保障收购小时数滑向200小时,深深触动着市场神经。
此前,陕西省光伏保障收购小时数约在350小时左右,在此基础上,2025年光伏优先发电量下降近60小时。尽管这一下降幅度不如四川那样巨大,但是,一个新能源装机渗透率近50%的风光大省,保障收购小时数还要持续下调,很具有趋势性指向意味。
同样值得注意的是,陕西针对新、老项目做了区别对待——“2024年12月20日以前的231个集中式光伏项目,下达优先发电量计划50.3亿千瓦时;2024年12月21日及以后进入商运的光伏发电机组,预留优先发电量4.5亿千瓦时。”
为什么要区别对待,而不是新老项目“一刀切”?这可能是考虑到新老项目不同的建设成本。
如若陕西省这一做法推广开来,或意味着,未来各地新能源保障收购小时数都将普降,但是会区分新老项目,即分配给新项目的保障收购小时数要比老项目少。
上述三省之外的其他省份,比如山东、广东、浙江、云南等地,尽管政策文件只字未提新能源保障收购小时数的下降,但却规定了入市比例的增加,此增彼减,本质上同样意味着保障收购小时数的下滑。
总而言之,新能源保障收购小时数整体全面下滑已是大趋势,《可再生能源法》规定的全额保障性收购早已经“名存实亡”。
为何不能足额保障收购了?
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《可再生能源法》新能源保量保价全额保障收购条款的诞生,有其具体的历史背景。
最早从“风电三峡”起,处于起步期的新能源弃电问题十分严重,彼时新疆新能源利用率仅63%。为解决这一问题,在提升电网调度水平的同时,国家出台了新能源保障性收购政策。其后,新能源利用率大幅提升到了95%左右,保障性收购对推动新能源产业发展居功至伟。
到“双碳”目标提出的2020年底,中国风光新能源总装机达到5.3亿千瓦,发电量7000亿度,在总发电量中占比尚不足10%。电网系统消纳这10%的新能源发电量,当时是游刃有余。
“双碳”目标出炉后,中国能源转型的步伐骤然加快,风光新能源装机以肉眼可见的速度狂飙突进。短短4年间,中国的风光装机从5.3亿千瓦大幅增长至2024年底的近14亿千瓦,提前6年超额完成了“2030年新能源装机12亿千瓦”的宏伟目标。
尤其是最近两年,新能源装机增长非常巨大。2023年新增新能源装机2.93亿千瓦,2024年新增新能源装机更是超过了3亿千瓦。装机增速之高,是电网企业始料未及的,电网系统的消纳能力也捉襟见肘起来。此时,再去追求新能源95%以上的利用率,是有些“刻舟求剑”的意味了,已经没有可能。
在这样的背景下,新能源全额保障性收购发生松动是自然而然的。
2022年1月18日,国家发改委、国家能源局下发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号),明确“鼓励新能源报量报价参与现货市场,对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”。
绿电参与电力市场,对其全额保障性收购的压力也就减轻了:一部分继续保量保价收购,一部分直接被推向市场。
此后,为进一步释放新能源装机空间,2024年国家能源局出台政策,允许各省可酌情将新能源利用率降至90%(见华夏能源网此前文章《被“误读”的新能源消纳红线下调丨焦点》)。说白了,就是降低门槛红线,给予地方更多的活动装机空间。
一边是风光新能源装机继续保持高增长势头(可能到2030年前,年度新增新能源装机都在2亿千瓦以上),一边是电力系统对新能源的消纳能力严重不足,其结果必然是,新能源保障性收购大幅滑坡,同时新能源入市部分,量与价都不能得到充分保证。
中国的能源转型,理想模式当然是“既要……也要……还要”,但是,“甘蔗没有两头甜”,既要新能源装机的高增长,还要只争朝夕(不给系统消纳能力的提升预留足够时间),当然是不可能的事情。面对新能源保障性收购的大幅滑坡,是只能接受的现实。
收益不确定性激增
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新能源保障性收购大滑坡已是事实,新能源电力的出路在哪里?入市参与市场化电力交易,是为数不多的可选项。
这当中,就连一向对分布式光伏呵护有加的山东,2024年底也大手笔推出了新能源入市新政。山东明确,2025年到2026年新增分布式光伏,可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场,对风电则是“自主选择全电量或30%发电量参与电力市场”;最终到2030年,全部新能源电量都要入市交易。
然而,山东省只提及了“入市电量比例”,却不提新能源保障收购小时数,是何意味?
这种政策提法是很有门道的:未入市部分的电量,原则上还是会继续以往的保障性收购,但是,电网用尽浑身解数仍收购不了那么多又怎么办呢?不规定具体的保障性收购小时数,就有了弹性空间。
随着新能源大比例入市,多省市电力现货市场“转正”,实际效果已经显现。
还是以山东为例,现货市场已正式运行了半年时间,现货市场价格信号发挥了引导“削峰填谷”作用,这激励用户合理调整用电行为,转移用电时段,将用电需求平移到光伏出力最旺盛的中午时段去,这使得山东发用电曲线匹配度更高,火电调峰压力显著减少。
此外,新能源大比例入市,带来了全社会用电成本的下降。2024年前三季度,山东省内现货出清价格大幅降低,相比2023年同期下降18%,全社会总用电成本明显降低。
不过,新能源保障性收购小时数大滑坡、新能源大比例入市,将使得新能源电站收益的不确定性也大幅上升。
原因在于,新能源保障性收购的电价,是参照当地燃煤标杆电价,而入市电量的电价就只能随行就市了。还是以山东为例,山东的燃煤标杆电价是接近0.4元,而2024年前三季度,山东新能源发电量同比上升26%,且发电量增加以光伏为主,相应的午间负电价时长同比增加了42%。
近一年来,大部分省份都遭遇了程度不等的电价冲击:光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元,甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”;在中长期市场,光伏能获得的电价也已经滑落到了0.15元,并且还要面临从现货市场高价买电履约的风险。
总而言之,新能源的未来图景已经日渐清晰:持续高增长的新能源装机量,大幅下滑的保障性收购小时数,加速入市以及承受压力的入市电价,新能源未来收益不确定性大幅上升。面对市场大“变天”,中国新能源(2.500, 0.04, 1.63%)做好准备了吗?
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