伴随着新能源装机的狂飙突进，以及利用率的持续下滑，刚刚摆脱补贴、自力更生的新能源，面临着收益率下滑的严峻挑战。

华夏能源网获悉，5月23日，国家能源局发布了1至4月份全国电力工业统计数据。截至4月底，全国累计发电装机容量约30.1亿千瓦，其中光伏发电约6.7亿千瓦，同比增长52.4%；风电约4.6亿千瓦，同比增长20.6%。

然而，与喜大普奔的装机数据并行的是，新能源消纳“红线”在持续降低。

2018年，国家发改委、能源局发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》确定，光伏利用率要保持在95%以上。而在近日国务院最新印发的《2024—2025年节能降碳行动方案》中，提出在资源较优地区放宽新能源利用率至90%。

利用率要求的降低，意味着可以装更多的新能源装机（此前政策要求，越过红线的地区暂停新增装机），同时也表明国家对弃风弃光率的容忍度在放宽，换句话说，会有更多的风光装机电量被弃掉。

消纳红线放宽，保障性收购减少，将带来风电光伏项目的投资收益降低。这样的局面可能会持续并且未来会降到更低，这对于新能源产业的发展不是个好消息。

 

新能源发电遭遇“电价屠夫”

 

新能源项目收益率的下降，与新能源电量的收购方式演变密切相关。

过去十余年间，伴随着新能源的从有到无、从小到大，新能源电价先后经历了从“全电量”保量保价收购，到“保障小时数”内保量保价收购，再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。

换一句话来说，目前的新能源发电，已经从历史上的全额保障性消纳，逐步走向“保障小时数”内的保障性消纳和市场化消纳的“双轨并行”，且随着新能源装机占比的持续提升，市场化消纳这一部分占比越来越大。

在保障性收购中，电网参照煤电基准电价稳定支付给新能源上网电量3毛钱以上的度电电价。如今，这样的“黄金时代”已一去不返，很多省份对光伏的分时电价直接“简单粗暴”地打折执行。

例如，甘肃省2024年省内电力中长期交易方案明确，光伏电站交易价格在9：00-17：00的时间段内，将不得超过0.5倍的燃煤基准价。这意味着，甘肃光伏电站在上述时间段内上网交易价格将不超过0.1539元/千瓦时，全程谷价。

这里面还有隐藏的“坑”。光伏电站参与电力市场中长期交易，是要带出力曲线的，也就是说，光伏电站签了合同参与中长期市场交易，在某些时段如果发不出那么多电，就只能从现货市场购买足量的电去履约，往往是购买1元钱甚至1.5元钱的现货电去履约，履约成本大大高于交易价格，这不就是“亏大了”？

参与中长期交易的电价不理想，但如果参与现货交易，新能源电价更是“白菜价”甚至是负电价。华夏能源网注意到，当前西部一些风光装机大省的光伏电价持续下跌，有的地方甚至跌至现货市场价格下限——地板价0.04元/度。

这样的低电价不仅在集中式光伏项目上，分布式也是一样艰难。2023年，山东电力现货市场在“五一”小长假期间频繁出现负电价交易，五天中共有46小时出现负电价，其中从5月1日晚间至5月2日，有连续22个小时持续负电价，价格区间为-0.085元/千瓦时至-0.032元/千瓦时。

由于户用光伏大多是采用“全额上网”模式，在低电价甚至负电价愈演愈烈的局面下，发电收益注定不会好。很多分布式光伏业主，将面临着发电亏钱的尴尬局面。

总而言之，无论是集中式电站较多的西北大省，还是分布式占比较高的中东部省区，风光新能源普遍遭遇了上网难、入市难且市场价格波动大，项目投资竞争激烈、收益率下滑等考验。

 

发电量日益走低

 

在新能源电价持续下降的同时，新能源装机的发电量也在经历锐减。

官方数据显示，1-4月份，全国发电设备累计平均利用1097小时，比上年同期减少49小时。其中，风电789小时，比上年同期减少77小时；太阳能发电373小时，比上年同期减少42小时。

整体“利用小时数”的降低，反映的是新能源项目糟糕的生存状况。

在新疆、青海、甘肃、宁夏、陕西、内蒙等地，大型风光电站正在大批落地，但很多新能源场站都在经历罕见的限电。例如，过去一年中，在拥有2000万千瓦光伏、1000万千瓦风电的青海省，中午高峰时段被要求停止发电三到四个小时。

中东部分布式新能源也一样难逃限电之苦。以分布式光伏大省河南为例，新安县分布式光伏用户接通知，9时到13时停发，限电4个小时；漯河地区光伏用户10：00-16:00停发，限电6个小时；商丘柳河镇光伏用户9:00-16:00停发，限电7个小时。

从西北到中东部，大规模的停发限电，对新能源发电的杀伤力不容忽视。那么，当前的新能源消纳难、弃风弃光率抬头，背后的原因是什么？这与新能源市场化消纳的最新运作密切关联。

比如蒙西地区，其新能源保障性消纳的“保障小时数”已经下降到了300小时左右，在这之外的1000多小时的利用小时数，需要通过市场化交易来消纳。但是，市场化消纳并不能保证这1000多小时都能完成交易。

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”。

换句话说，市场化电量部分，成交了的就纳入弃风弃光电量考核；参与市场化交易但未成交那部分电量，属于自愿交易、交易不成，这部分不计算弃风弃光电量考核。

报价未中标，一种情形可能是，电价过低新能源场站无法接受，自动放弃交易，这种弃电当然不能计算到弃风弃光电量考核里面去。

实际上新能源电站是有意愿参与市场化交易的，即使电价再低甚至是接近于零电价，完成交易也强于弃风弃光白白浪费。那么，所谓“报量报价未中标”，很大一部分实际上是电力系统消纳能力不够所造成的被动弃风弃光。

利用小时数在减少，发电量大幅走低，风光项目的收益率无疑也是在往下走的。

 

解决系统卡点刻不容缓

 

电价急剧下行，发电量和利用小时数也下行，新能源项目亏钱将成为常态。

官方要求集中式电站要有6个百分点的收益，户用光伏开发商也一直承诺5-8年回本，这些允诺中的收益率，将来恐怕都将成为“空头支票”。

造成如此局面，从根本上来说，问题还是出在新能源的开发节奏上——装机增长速度太快了。光是2023年一年之中，中国就新增了近3亿千瓦新能源装机。

这背后是巨大的投资，以风光大基地和“沙戈荒”基地为例，风光大基地100万千瓦起步，单个项目投资大概在40-50亿元；“沙戈荒”基地1000万千瓦起步，单个项目投资大概在400-500亿元；特高压通道，一条投资大概200亿元左右。

海量资金砸进去了，但是，整个电力系统针对于新能源的消纳能力建设并没有及时跟上。绿电的消纳涉及电网、负荷和储能诸多环节构成的电力系统，消纳能力的提升是个慢工夫，不是一天两天就能有效提升的。

另一方面，市场还存在着严重的“激励错位”问题。

电源建设方面，无论是发电集团还是地方政府，极为热衷于新能源项目的开发，是因为新能源投资的红利可观。

以新疆为例，仅2023年上半年，其新能源电源、电网投资金额就达到了364亿元，直接拉动地方经济增长约1.85个百分点，提供新增就业岗位约2700个。2023年，新疆GDP实现了6.8%的高增长，新能源投资对经济增长的贡献可见一斑。

发电央企则都在拼尽浑身解数大干快上新能源：风光大基地布局，国家电投、华能分别超过2000万千瓦；三峡集团接近2000万千瓦；大唐集团超过1000万千瓦；中广核、京能集团均超过500万千瓦。

然而，在电网转型、负荷管理等环节，由于缺乏系统、有效的激励，因而有意无意遭到了忽视，电力系统的消纳能力未能快速跟上，新能源开发硬件建设和系统消纳的软件建设不协调。

按照现在的发展速度，中国很容易就能提前实现12亿千瓦的新能源装机目标，在未来几年电源建设将不再是最紧迫的事情，是时候将更多的资源、能量与投资，转到新能源消纳能力的提升上面，在电网的软硬件建设、大力度推进新电改上做文章。

在新能源量、价齐跌的当下，如果不尽快加强新能源消纳能力建设，新能源项目的收益率只能一垮到底，新能源年度新增装机量掉头向下是早晚的事情，这最终影响的将是中国能源转型的目标。解决整个电力系统的卡点问题，已刻不容缓。

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