作者 |
刘洋
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。
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025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？
