法规动态-"揉我胸⋯啊⋯嗯～出奶了黄"-保障性收购持续“揉我胸⋯啊⋯嗯～出奶了黄大滑坡”，风电光伏收益谁来保障？

保障性收购持续“揉我胸⋯啊⋯嗯～出奶了黄大滑坡”，风电光伏收益谁来保障？_ZAKER新闻

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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 "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？《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 "，中国新能源做好准备了吗？