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的新能源保障收購小時數，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，相繼有行業大佬、兩會代表提案，呼吁嚴格執行《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，護航產業健康發展。

　　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、內蒙古、河北等12個省份發布了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。照這個勢頭下去，光伏保障收購小時數滑向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%發電量參與電力市場，新增光伏發電項目(含分布式光伏)可自主選擇全電量或15%發電量參與電力市場;2030年起，新增風電、光伏發電項目全面入市。

　　2025年，新能源保障收購小時數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“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的“第一槍”。根據最新政策，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僅分別為400、800小時，每月上網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為2225小時，光伏平均利用小時數為1050小時。也就是說，削減后的保障收購小時數，僅為平均利用小時數的三分之一，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。“網開一面”的是，對租賃配儲和電源側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、光伏優先發電量中，風電項目利用小時數是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，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分別為417小時、293小時。截至2024年底，陜西的新能源裝機規模達到了5507萬千瓦，新能源裝機滲透率已經接近50%。陜西正在引領光伏保障收購小時數滑向200小時，深深觸動著市場神經。

　　此前，陜西省光伏保障收購小時數約在350小時左右，在此基礎上，2025年光伏優先發電量下降近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，保障收購小時數還要持續下調，很具有趨勢性指向意味。

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

　　為什么要區別對待，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都將普降，但是會區分新老項目，即分配給新項目的保障收購小時數要比老項目少。

　　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的下降，但卻規定了入市比例的增加，此增彼減，本質上同樣意味著保障收購小時數的下滑。

　　總而言之，新能源保障收購小時數整體全面下滑已是大趨勢，《可再生能源法》規定的全額保障性收購早已經“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，在提升電網調度水平的同時，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業發展居功至偉。

　　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，發電量7000億度，在總發電量中占比尚不足10%。電網系統消納這10%的新能源發電量，當時是游刃有余。

　　“雙碳”目標出爐后，中國能源轉型的步伐驟然加快，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，是電網企業始料未及的，電網系統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，已經沒有可能。

　　在這樣的背景下，新能源全額保障性收購發生松動是自然而然的。

　　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”。

　　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%(見華夏能源網此前文章《被“誤讀”的新能源消納紅線下調丨焦點》)。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)，一邊是電力系統對新能源的消納能力嚴重不足，其結果必然是，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，是為數不多的可選項。

　　這當中，就連一向對分布式光伏呵護有加的山東，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%發電量參與電力市場，對風電則是“自主選擇全電量或30%發電量參與電力市場”;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，是何意味?

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

　　隨著新能源大比例入市，多省市電力現貨市場“轉正”，實際效果已經顯現。

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

　　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，山東省內現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，是參照當地燃煤標桿電價，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，山東新能源發電量同比上升26%，且發電量增加以光伏為主，相應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：光伏發電午間現貨市場均價已經跌破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滑落到了0.15元，并且還要面臨從現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日漸清晰：持續高增長的新能源裝機量，大幅下滑的保障性收購小時數，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)