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闪电策略平台深度｜电价下滑、电量难保，新能源投资如何“转舵”

当打开电脑屏幕里弹出的山东省新能源机制电价竞价出清公示网页时，新能源电站投资人卢跃（化名）的心悬了起来。风电，0.319元/千瓦时，价格尚可，但这类动辄数亿元起步的资本和资源密集型投资并不是他所在的普通民营企业能轻易参与的。点击网页继续往下滑，到了光伏，这才是他熟悉的领域。0.225元/千瓦时，他感到背后起了一层冷汗。身体比思维先印证他的直觉，“比想象中还要低”。

在这天，因为竞价结果不及预期而感到危机的，不只是卢跃。9月11日一大早，山东省太阳能协会秘书长张晓斌就陆续接到来自多方的电话，向他打听即将公示的竞价结果和对今后市场在哪儿的判断。“我之前预期的出清价是0.26元/千瓦时，这个价格能让多数光伏电站维持微利。但很明显，为了被选中，很多人报了超低价，就算是亏本也要发。”

机制电价是今年发布的“136号文”（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）中提出的新型电价结算机制，对纳入该机制的电量采用“多退少补”的差价结算方式。由于参与电力市场的电价和电量的波动性较强，机制电价被视为是新能源全面进入电力市场前期提前锁定收益的关键“保险”。因此，一周前全国首个机制电价竞价结果揭晓时，引发了业界对新能源投资收益的担忧以及该如何转向的讨论热潮。

也是在这一周，国家发展改革委、国家能源局等部门出台了四份正式文件，对加速电力现货市场建设、新型储能规模化和新能源就近消纳等领域，明确具体要求并作出细节调整。

在卢跃的印象中，如此集中而大量的新能源政策发布算得上罕见。在他和许多从业者看来，新能源电站的投资模型正被不断刷新。但不变的方向是，新能源发电的消纳责任不能再甩给电网，而是由电力用户的实际需求决定。如果大市场长期供大于需，要么调节自身发电能力，适应市场波动需求，要么提前锁定精准需求，扩大自发自用。

机制电价走低，“投资潮”减退

山东，不仅是全国首个开展新能源机制电价竞价的省份，还是全国光伏装机规模最大的省份、全国电力市场化改革的先锋。因此，即便这场竞价结果仅代表山东省内今年的机制电价水平，也平添了些全国新能源电价“风向标”的意味。

公示信息显示，此次入选的光伏项目机制电价0.225元/千瓦时，机制电量比例为80%。入选规模为1.265GW，除少量集中式项目，其余多为户用分布式光伏项目。风电机制电价为0.319元/千瓦时，机制电量比例70%，项目规模共计3.5911GW。两者的执行期限均为10年。

市场对“偏低”的结果反应不一。有人此前就已预感到光伏竞价会因参与者众而造成价格踩踏，因此并不意外；有人认为参与方会坚守不赔钱的底线而怀有较高期望，则难掩失望。无论如何，从结果来看，多位业界人士反映，以这个机制电价为预期收益的光伏电站想要维持盈利，存在相当的难度。

张晓斌告诉记者，按照他此前对山东省内光伏电站的测算，一个正常的户用光伏电站在申报时算入租金和epc（工程总承包）成本，大约需要0.25元/千瓦时的结算电价才能保证项目基本利润。但是根据此次机制电价竞价结果，结合机制电价占八成、市场电价占两成计算，综合电价水平将低于0.2元/千瓦时。“如果以这个价格还能做到不赔，至少要满足三个条件：一是这个项目什么都没开始做，二是纯业主自投，三是没有任何居间费用。但对于大多数的项目来说，实现这三点是不现实的。”

另一个常被业内引以为参照的，是0.3949元/千瓦时的山东省燃煤标杆电价。对比早期以此执行上网电价的存量项目，省内光伏和风电的机制电价分别下降43%、19.2%，可见对增量项目收益影响颇深。

既然偏低的机制电价难以支撑多数项目盈利，为何依然有众多投资者报出如此低价？

在张晓斌看来，本轮竞价的结果是政策和市场共同作用的结果。一方面，政策鼓励低价项目优先，并且给出的光伏机制电量规模远小于风电；另一方面，光伏的投资门槛较低而消纳能力又十分有限，导致供需关系失衡。超过3000个新能源项目中只产生了1175个入选席位，远超政府设定的125%竞价充足率下限。“山东释放了一个明确的信号：短期内山东光伏市场并不需要这么多的投资者，要把更多的资源放在风电上。”

也有行业人士认为，当前的时间节点比较特殊，过低的机制电价不一定会成为常态。中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎提出，从136号文正式发布到“531”节点只给了三个多月的抢并网时间，相对光伏电站的建设周期过于紧张。作为增量项目，如果错过机制电价的保障，将要面对比机制电价更低，而且很可能会持续走低的光伏市场交易电价，到时亏损会比现在更大。对于前期已经投入大量资源用以项目开发的新能源企业而言，报出一个能接受的最低价以争取入选资格，已经是眼下止损的最优解。

“想要避免这种情况，一是看政策给予的衔接时间能否进行一定的延期，二是看新能源企业能否果断放弃这类收益率不佳的项目。如果更多企业主动选择退出这个市场，供需关系和竞价形势将会发生根本性的改变。”彭澎分析称。

据兴业研究薛博伟团队研报分析，山东未来市场开发将聚焦于优质项目，非技术成本会大幅压缩。在光伏竞争相对缓和的长三角、川渝、闽粤等地区，若成本控制在2元/瓦以内且正常报价，则大概率入围且有一定的收益能力，但收益也将大幅收窄。

第一财经记者注意到，今年年中以来，国内多个分布式光伏项目因条件不足悄然终止，公开原因包括项目无法满足收益要求、电网可开放容量不足、有效投标不足等。

8月底，A股上市公司豫能控股（001896）发布公告称，“受各方面因素影响，分布式光伏、用户侧储能及充电桩项目在公司新能源业务中比较优势并不明显，已无法满足公司投资收益要求”。该公告表示，决定放弃增量分布式光伏、用户侧储能及充电桩类同业竞争项目的投资建设与投运后收购机会，存量在建项目将结合实际稳慎推进。

就近消纳利好频出，为何“难落地”

对于长期周旋于各类新能源投资项目的居间方而言，体感的变化尤其明显。

“以前一个收资齐全的新能源成熟项目，有将近二十个资方闻风而来，主动联系我们。现在是很多居间人拿着项目找不到能投的资方，我们估算，省内真正有落地能力的资方总共不超过十个，而且投资态度都很谨慎。”河南千家邦能源科技有限公司创始人范惠丽告诉第一财经记者，当前资方投资意向相对强烈的，一是以“自发自用、余电上网”的项目和源网荷储类一体化工商业光伏项目，二是新型储能电站。按照现行规则测算，前者有些项目已经能够在纸面上算得过来账，后者则是相对前瞻的战略性布局，关键在于提前抢占优质资源。

9月12日，国家发展改革委和国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，进一步明确绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等新能源就近消纳模式的电价机制。其中最关键的一点是，将原先的电量电费折算到了容量电费中，输配电价由两部制正式改为主要按接网容量缴费，系统运行费亦逐步向按占用容量计费过渡。

“这种改变类似于车主驶入高速公路时，不再根据行驶里程支付过路费，而只需按照占用的最大通行能力交纳固定费用。换言之，输配电费的逻辑从关注‘电量使用’的多少，转向了对‘容量资源’的占用。”北京电链科技双碳事业部总监郑颖对第一财经记者表示，新的计费方式主要考虑的是电网基础设施和容量资源等刚性成本，用户会根据自身的容量需求合理申报并且支付相应的容量费用，报得高了不划算，报得低了不够用，此举有利于提升资源的利用效率，并且减轻电网的系统调节压力。那些负荷率高于平均负荷率的企业，即生产均衡、设备能力利用高的企业，采用新能源就近消纳模式下的容量电费可以再省下一笔电费支出。

上述政策对促进新能源就近消纳构成一则利好，至于这类项目“自发自用电量”的输配电费和系统运行费等如何测算，目前没有明确的执行标准，市场处于观望阶段。范惠丽告诉第一财经记者，正在推进的源网荷储一体化类项目为了避免因政策调整而造成风险，通常发电方和用电方会在合同中约定，除了拟定好的销售电价以外，其余的线路费用等由双方均摊或是再议。

“新规让我们看到了政策鼓励的方向和发展业态，但从现实的角度来看，眼下各方还有一些实际的顾虑没有解决，通过审批真正落地的项目还是少。”范惠丽表示，这背后的原因主要有三方面——

一是这类项目对余电上网的比例有严格限制，通过安装防逆流装置限制对电网的反向送电。当用电方的需求与发电曲线不匹配时，只能白白浪费。二是政策鼓励通过配置储能提高发电利用效率，但是成本过高，而且工商业和居民用户对电化学储能的燃爆风险表现敏感。三是经营风险过大，新能源电站的设计生命周期通常可以达到25年，但是用电企业的经营状况也许会在几年间出现大幅波动甚至倒闭，该情境下的退出机制尚且缺位。

张晓斌补充称，即便是在用电企业经营一切正常的情况下，这类项目中的电费收缴也常面临困难，无法保证稳定而确定的收益。“下一步要打通绿色金融机制，如果可以做到电费自动划转，将会大大调动发电方参与的积极性。”

来自北京的一位新能源电站资深投资人李女士告诉第一财经记者，早在136号文出台以前，公司的关注重心就从全电量上网项目转向了高比例自发自用的负荷资源，但是开发起来并不顺畅。“像是电解铝、数据中心等企业属于大工业用户，他们跟政府前期洽谈的用电价格本来就偏低，而且全天的用电曲线比较平，不太适合搭配新能源电站去运行。现在我们的重点放在了一般制造业企业，可以配合风光的出力曲线去调节自身的生产节奏，但是因为电量有限所以对应的利润也相对薄一些。”

作为一家普通的民营企业，“永远比市场快半步”是范惠丽和她的许多同行所遵循的信条。这意味着，当政策逐渐明朗、市场预期相对稳定以后，他们才会敢于行动。

独立储能“转暖”，业界呼吁加强规划

在众多新能源投资类型中，新型储能电站是相对特殊的一个存在。

136号文以前，许多地方电网为了应对新能源大规模并网而陡增的系统调节压力，采取“现有后好”的策略，要求新能源电站强制配储。但现实情况是，由于缺乏明确的市场机制给予新型储能以参与电力市场套利的身份，许多储能电站沦为满足硬性要求的“摆设”，设备质量和利用率都处于极低水平。

136号文以后，这种情况反而得到了改善。由于政策将储能电站和新能源投资等松绑，市场主体投资的动机从满足强制约束条件过渡到主动参与市场竞逐。中关村储能产业技术联盟的数据显示，8月，源网侧新增装机2.50GW（功率）/7.08GWh（能量），同比分别增长了22%、36%。其中，独立储能新增装机占比超过总装机规模一半。

这与今年持续推进的电力市场化改革密切相关。仅在过去一周，国家发展改革委、国家能源局、工信部等部委就公开印发了《电力现货连续运行地区市场建设指引》《新型储能规模化建设专项行动方案(2025-2027年)》《电力装备行业稳增长工作方案（2025-2026年）》三份文件，聚焦深化电力市场化改革，明确电力现货市场的推进节奏，给予储能参与市场的身份证，并给储能装机增长划定底线目标。

据中信建投朱玥团队的研报测算，多省出台的容量补偿和容量电价等稳定收益，结合当地的电力市场峰谷价差，独立储能项目可以取得明显的经济性。以100MW/400MWH的储能容量计算，河北模式和内蒙古模式的独立储能电站资本金内部收益率分别达到6.2%和14.8%。这将高于大型国企项目投资原则上不低于6%到8%的内部收益率要求。

但同时，并不是所有的新型储能电站都可以享受到参与电力市场的优厚红利。熟悉山西电网的一位内部专家近期提供的数据显示，去年区域电网发生的十余起振荡事件中，多数是由电源侧控制系统引起。储能电站的发生频率达到七次，其中多数事故原因是一次调频控制设备，其余是由能源管理系统控制设备引起。参与调频有偿服务的独立储能电站，调节性能指标（K值）参差不齐，只有极少数电站能够借此市场赢得相当可观的利润。

“储能是一个系统，包含测控系统、控制系统、传输系统、执行设备等等。不同应用场景对储能电站的性能要求不同，这考验着储能设备厂商和运营方是否对调频及电网特性足够理解。”上述专家分析称。

绿色和平与上海国际问题研究院近期发布的《迈向“十五五”煤电何去何从：转型路径与多元机制研究》报告显示，随着技术成本的持续下降、市场收益的逐步提高和新能源调节需求的指数级增长，新型储能在未来十年有望迎来大爆发，预计到2025年底超过1亿千瓦、2030年达2亿到3亿千瓦左右。

综合考虑到太阳能发电成本的进一步降低、光热逐步部署、分布式光伏并网受限等因素，预计光伏的部署速度会有所放缓，2025到2035年均增长18000万到24000万千瓦。

上述报告同时强调，现阶段新能源的大规模发展和电力系统安全保供离不开煤电的支撑作用和灵活调节能力。“十五五”期间，继续加大煤电灵活性改造仍将是支撑高比例新能源消纳的主力，同时也要强化新能源的等效可靠供应能力，实现新能源大规模发展、煤电加速转型和电力安全稳定供应的良性互动。

国网能源研究院原副院长蒋莉萍对第一财经记者表示，“十五五”规划研究及编制需根本转变传统思路，把风电、太阳能发电等新能源作为重要的技术要素在供电能力安排中加以考量。她建议重点关注三方面：一是科学评估可再生能源发电技术的容量置信度，重视地区资源特性和长时间低出力风险；二是根据各地具体情况加强对系统内各种灵活性资源情况的综合分析和科学评估，在此基础上编制本地区的电力系统调节能力专项规划；三是要关注投资者的项目经济回报问题并将其纳入政策保障措施的考量之中，以避免规划与实际脱节。

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