文|華夏能源網

伴隨著新能源裝機的狂飆突進，以及利用率的持續下滑，剛剛擺脫補貼、自力更生的新能源，面臨著收益率下滑的嚴峻挑戰。

華夏能源網（公眾號hxny3060）獲悉，5月23日，國家能源局發布了1至4月份全國電力工業統計數據。截至4月底，全國累計發電裝機容量約30.1億千瓦，其中光伏發電約6.7億千瓦，同比增長52.4%；風電約4.6億千瓦，同比增長20.6%。

然而，與喜大普奔的裝機數據并行的是，新能源消納“紅線”在持續降低。

2018年，國家發改委、能源局發布的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》確定，光伏利用率要保持在95%以上。而在近日國務院最新印發的《2024—2025年節能降碳行動方案》中，提出在資源較優地區放寬新能源利用率至90%。

利用率要求的降低，意味著可以裝更多的新能源裝機（此前政策要求，越過紅線的地區暫停新增裝機），同時也表明國家對棄風棄光率的容忍度在放寬，換句話說，會有更多的風光裝機電量被棄掉。

消納紅線放寬，保障性收購減少，將帶來風電光伏項目的投資收益降低。這樣的局面可能會持續并且未來會降到更低，這對于新能源產業的發展不是個好消息。

新能源發電遭遇“電價屠夫”

新能源項目收益率的下降，與新能源電量的收購方式演變密切相關。

過去十余年間，伴隨著新能源的從有到無、從小到大，新能源電價先后經歷了從“全電量”保量保價收購，到“保障小時數”內保量保價收購，再到“保障小時數”逐漸減少三個階段。

換一句話來說，目前的新能源發電，已經從歷史上的全額保障性消納，逐步走向“保障小時數”內的保障性消納和市場化消納的“雙軌并行”，且隨著新能源裝機占比的持續提升，市場化消納這一部分占比越來越大。

在保障性收購中，電網參照煤電基準電價穩定支付給新能源上網電量3毛錢以上的度電電價。如今，這樣的“黃金時代”已一去不返，很多省份對光伏的分時電價直接“簡單粗暴”地打折執行。

例如，甘肅省2024年省內電力中長期交易方案明確，光伏電站交易價格在9：00-17：00的時間段內，將不得超過0.5倍的燃煤基準價。這意味著，甘肅光伏電站在上述時間段內上網交易價格將不超過0.1539元/千瓦時，全程谷價。

這里面還有隱藏的“坑”。光伏電站參與電力市場中長期交易，是要帶出力曲線的，也就是說，光伏電站簽了合同參與中長期市場交易，在某些時段如果發不出那么多電，就只能從現貨市場購買足量的電去履約，往往是購買1元錢甚至1.5元錢的現貨電去履約，履約成本大大高于交易價格，這不就是“虧大了”？

參與中長期交易的電價不理想，但如果參與現貨交易，新能源電價更是“白菜價”甚至是負電價。華夏能源網注意到，當前西部一些風光裝機大省的光伏電價持續下跌，有的地方甚至跌至現貨市場價格下限——地板價0.04元/度。

這樣的低電價不僅在集中式光伏項目上，分布式也是一樣艱難。2023年，山東電力現貨市場在“五一”小長假期間頻繁出現負電價交易，五天中共有46小時出現負電價，其中從5月1日晚間至5月2日，有連續22個小時持續負電價，價格區間為-0.085元/千瓦時至-0.032元/千瓦時。

由于戶用光伏大多是采用“全額上網”模式，在低電價甚至負電價愈演愈烈的局面下，發電收益注定不會好。很多分布式光伏業主，將面臨著發電虧錢的尷尬局面。

總而言之，無論是集中式電站較多的西北大省，還是分布式占比較高的中東部省區，風光新能源普遍遭遇了上網難、入市難且市場價格波動大，項目投資競爭激烈、收益率下滑等考驗。

發電量日益走低

在新能源電價持續下降的同時，新能源裝機的發電量也在經歷銳減。

官方數據顯示，1-4月份，全國發電設備累計平均利用1097小時，比上年同期減少49小時。其中，風電789小時，比上年同期減少77小時；太陽能發電373小時，比上年同期減少42小時。

整體“利用小時數”的降低，反映的是新能源項目糟糕的生存狀況。

在新疆、青海、甘肅、寧夏、陜西、內蒙等地，大型風光電站正在大批落地，但很多新能源場站都在經歷罕見的限電。例如，過去一年中，在擁有2000萬千瓦光伏、1000萬千瓦風電的青海省，中午高峰時段被要求停止發電三到四個小時。

中東部分布式新能源也一樣難逃限電之苦。以分布式光伏大省河南為例，新安縣分布式光伏用戶接通知，9時到13時停發，限電4個小時；漯河地區光伏用戶10：00-16:00停發，限電6個小時；商丘柳河鎮光伏用戶9:00-16:00停發，限電7個小時。

從西北到中東部，大規模的停發限電，對新能源發電的殺傷力不容忽視。那么，當前的新能源消納難、棄風棄光率抬頭，背后的原因是什么？這與新能源市場化消納的最新運作密切關聯。

比如蒙西地區，其新能源保障性消納的“保障小時數”已經下降到了300小時左右，在這之外的1000多小時的利用小時數，需要通過市場化交易來消納。但是，市場化消納并不能保證這1000多小時都能完成交易。

2022年1月18日，國家發改委、國家能源局下發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號），明確“鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核”。

換句話說，市場化電量部分，成交了的就納入棄風棄光電量考核；參與市場化交易但未成交那部分電量，屬于自愿交易、交易不成，這部分不計算棄風棄光電量考核。

報價未中標，一種情形可能是，電價過低新能源場站無法接受，自動放棄交易，這種棄電當然不能計算到棄風棄光電量考核里面去。

實際上新能源電站是有意愿參與市場化交易的，即使電價再低甚至是接近于零電價，完成交易也強于棄風棄光白白浪費。那么，所謂“報量報價未中標”，很大一部分實際上是電力系統消納能力不夠所造成的被動棄風棄光。

利用小時數在減少，發電量大幅走低，風光項目的收益率無疑也是在往下走的。

解決系統卡點刻不容緩

電價急劇下行，發電量和利用小時數也下行，新能源項目虧錢將成為常態。

官方要求集中式電站要有6個百分點的收益，戶用光伏開發商也一直承諾5-8年回本，這些允諾中的收益率，將來恐怕都將成為“空頭支票”。

造成如此局面，從根本上來說，問題還是出在新能源的開發節奏上——裝機增長速度太快了。光是2023年一年之中，中國就新增了近3億千瓦新能源裝機。

這背后是巨大的投資，以風光大基地和“沙戈荒”基地為例，風光大基地100萬千瓦起步，單個項目投資大概在40-50億元；“沙戈荒”基地1000萬千瓦起步，單個項目投資大概在400-500億元；特高壓通道，一條投資大概200億元左右。

海量資金砸進去了，但是，整個電力系統針對于新能源的消納能力建設并沒有及時跟上。綠電的消納涉及電網、負荷和儲能諸多環節構成的電力系統，消納能力的提升是個慢工夫，不是一天兩天就能有效提升的。

另一方面，市場還存在著嚴重的“激勵錯位”問題。

電源建設方面，無論是發電集團還是地方政府，極為熱衷于新能源項目的開發，是因為新能源投資的紅利可觀。

以新疆為例，僅2023年上半年，其新能源電源、電網投資金額就達到了364億元，直接拉動地方經濟增長約1.85個百分點，提供新增就業崗位約2700個。2023年，新疆GDP實現了6.8%的高增長，新能源投資對經濟增長的貢獻可見一斑。

發電央企則都在拼盡渾身解數大干快上新能源：風光大基地布局，國家電投、華能分別超過2000萬千瓦；三峽集團接近2000萬千瓦；大唐集團超過1000萬千瓦；中廣核、京能集團均超過500萬千瓦。

然而，在電網轉型、負荷管理等環節，由于缺乏系統、有效的激勵，因而有意無意遭到了忽視，電力系統的消納能力未能快速跟上，新能源開發硬件建設和系統消納的軟件建設不協調。

按照現在的發展速度，中國很容易就能提前實現12億千瓦的新能源裝機目標，在未來幾年電源建設將不再是最緊迫的事情，是時候將更多的資源、能量與投資，轉到新能源消納能力的提升上面，在電網的軟硬件建設、大力度推進新電改上做文章。

在新能源量、價齊跌的當下，如果不盡快加強新能源消納能力建設，新能源項目的收益率只能一垮到底，新能源年度新增裝機量掉頭向下是早晚的事情，這最終影響的將是中國能源轉型的目標。解決整個電力系統的卡點問題，已刻不容緩。