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摘要：

大部分省份新能源入市后結算電價較標桿上網電價下滑超10%以上。山東在11月下旬光伏均價甚至出現3分/度的價格。這樣下去，明年一半新能源死掉？

撰文 | Shushu

編輯 | Tang

這是《環球零碳》的第1346篇原創

最近，各個省份陸續發布2025年電力市場交易通知。在“2030年全部入市”的目標下，新能源參與市場交易的比例也進一步擴大。

高比例新能源參與電力市場往往是一個世界級難題。最新的變化有哪些？入市后電價趨勢又會如何？成為行業內最關心的話題。

最大原因是，在這趨勢下，意味著風、光新能源的上網電價將逐步告別固定電價，電價也將成為未來新能源投資的最大不確定因素。

確實，從多個新能源大省的風光電結算均價來看，已呈現大幅下滑趨勢，并且還在持續走低。

據“蘭木達電力現貨”統計，11月山西、山東、甘肅、蒙西光伏現貨均價均不足0.2元/度。尤其是山東，在11月下旬光伏均價甚至僅3分/度的“地板價”。

來源：蘭木達電力現貨、北極星太陽能光伏網

基本上，這些新能源滲透率較高的省份，在光伏大發的中午，往往容易出現低谷電價，導致光伏項目現貨的年平均成交價格較低。

不僅僅是這些省份，從全國范圍統計來看，也是如此。大部分省份新能源入市后結算電價較標桿上網電價下滑超10%以上，部分省份下滑超過驚人的30%。

隨著電價的下滑，很多新能源電站項目陷入虧本困境。據測算，即使在前幾年，風光大基地項目電價也需要達到0.26元-0.3元/度，才能夠覆蓋住成本。

有業內人士就表示，再這樣下去，明年一半新能源死掉，利潤都給了皮包售電公司。

在這種情況下，2025年的電價會不會變得更糟？各省出臺的政策反映了哪些信號？

01--河北拉開分布式光伏參與市場交易序幕

首先，從多地已明確的2025年風光項目入市方案來看，入市比例都在提升，進度表也逐漸明確。

在入市比例方面，以《河北南部電網2025年電力中長期交易工作方案》為例，2025年光伏入市比例為60%、風電30%，較2024年的最低20%比例大幅上升。

在新能源參與電力交易進度方面，山東給出了2025-2026年新增項目的入市規則，相當于明確了后面兩年新能源項目的投資預期。

圖說：2025年光伏、風電入市新規（部分省份） 來源：智匯光伏

不過，不同省份也因地制宜的推出了適合本地特點的市場規則，比如浙江提出了90%的政府授權合約，江蘇則是推動風光電量進入綠電交易市場。

相比集中式風光電站在預期中的入市比例上升，沖擊更大的分布式光伏電站也拉開了參與市場交易的序幕。

今年10月，國家能源局發布《分布式光伏發電開發建設管理辦法（征求意見稿）》，提到各地結合分布式光伏發電發展情況、電力市場建設進展等制定相應的配套政策。

11月19日，河北省發展改革委印發《河北南網分布式光伏參與電力市場工作方案》提出，有序、分類推動分布式光伏入市，最終實現與集中式新能源的入市電量比例相同；分布式光伏以直接、由聚合商聚合、作為價格接受者的方式參與市場。

此前，多個省份也有嘗試推進分布式光伏入市，例如廣東、江蘇、浙江、安徽、上海和云南等地。

但河北的這份文件出臺，對業內來來說，是一個重磅消息。

這是我國首個省級分布式光伏入市具體落地方案，明確了分布式光伏參與交易的具體路徑和時間表，為分布式光伏的未來發展指明了方向。

圖說：河北入市方案時間表 來源：智匯光伏

按照河北的時間表，以先商用后戶用的模式，2027年之前，工商業分布式光伏全部入市。到2027年，非自然人戶用光伏才開始參照工商業分布式入市交易。

除河北外，山東也提出，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。

可以說，分布式光伏從享受補貼，到平價上網，再到現在的市場交易電價，對投資者來說，“夢魘”已經到來。

過去，分布式光伏上網的電量由電網企業全額收購，電價執行的是相對穩定的燃煤標桿電價，這為分布式光伏項目提供了穩定的收益來源。

然而，參與市場后，電價機制由原本的固定電價轉變為市場化電價，現貨市場新能源出力往往與現貨價格呈現負相關，新能源出力大，現貨價格低，新能源出力小，現貨價格高。

由于新能源出力的隨機性和波動性，如果電價出現大幅震蕩，投資回報的不確定性進一步增強，企業利益或將得不到有效保障。

國家發改委能源研究所研究員時璟麗曾表示，以前做光伏發電項目，電量相對固定，價格也相對的固定，整個投資的成本都非常透明，但現在在參與市場形勢下，無論是消納還是電量還是收益，都要面臨不確定變化。

02--存量項目一視同仁，聚合商模式顯現

面對新能源電價快速走低，不少人表示，這就更需要出臺相關政策，對增量和存量、工商業和戶用項目進行劃分，因地制宜制定“一省一策”的分布式光伏入市具體方案，明確入市模式。

不過，從河北的這一份入市方案來看：新老項目最終都需全部入市；入市后，存量項目不可能再獨享“保障性全額收購”待遇，而是作為價格接受者參與電價競爭。

這與山東的政策相差不大。今年山東能源局曾發布，擬對2023年12月19日之后備案的6兆瓦及以上工商業分布式光伏“余電上網”部分上網電量按當月集中式光伏現貨市場加權平均電價結算，實際上就是以作為價格接受者的方式入市。

然而，分布式光伏具有數量多、單個體量小的特點，很難做到都去電力市場報價交易。

由此，不少專家提出，分布式光伏也可以聚合和虛擬電廠方式入市。

“交易聚合商”的概念也被運用在河北的入市方案中。大致意思是：由聚合商在電力交易平臺注冊成為經營主體，聚合一家或多家分布式光伏主體參與電力中長期、現貨交易，以及綠電交易。

從目前分布式聚合交易來看，“吳靜文筆記”中提出主要有三種模式：

1/ 只與電廠結算：結算以實際交易價格為依據，聚合商的作用僅僅是作為“聚合代理”，將分布式能源的電量集中起來，統一報價后與電力用戶進行交易。

2/ 同時與聚合商、電廠結算：電網企業與聚合商的結算依據是實際交易價格，而與電廠的結算依據則是聚合商與電廠簽署的代理合同。這份合同需要在電力交易中心備案，雙方還需綁定“套餐”。

3/ 以虛擬電廠形式聚合：直接參與電力現貨市場，聚合商可以在分布式電源非發電時段進行申報，從而獲得更大的套利空間。但同時，這種模式也面臨更高的市場風險，與具體的聚合方式無直接關聯。

具體來說，分布式聚合交易仍在探索階段，究竟選擇哪一種方式，還需隨著市場規則完善而確定。

除了確定入市方案和路徑，給投資者明確的預期以外，專家也建議英國的差價合約機制，兼顧可再生能源參與電力市場和保障可再生能源項目一定收益。

政府授權的低碳合同公司與可再生能源發電企業簽訂長期合同確定履約價格，發電項目直接按照電力市場規則參與市場交易。如果市場電價低于合同履約價，則向發電企業提供補貼至合同履約價，反之則由發電企業向資金池返還高出的部分。

這種方案雖然在我國地方已有少量實踐，但不確定問題依然很多。

總之，業內用“巨嬰斷奶”來調侃推動新能源入市的種種不易，但2025年入市加快已明確，會有更多省市推出更詳細的入市方案。

參考資料：

[1]北極星太陽能光伏網：觀察 | 電價“大跳水”，風光項目入市困局！

[2]電聯新媒：深度 | 時璟麗：新能源以差價合約方式參與電力市場的思考

[3]吳靜文筆記：分布式能源聚合交易模式比較

[4]華夏能源網：分布式光伏入市后運勢如何？來看國內首份入市“路線圖”

[6]南方能源觀察：分布式光伏全面入市在即？

[7]智匯光伏：10地區2025年新能源項目入市規則匯總！

[8]華夏能源網：現貨均價跌破5分錢，新能源電價困境何解？

[9]光伏們：12省新能源入市政策一覽：進度加快，各省因地制宜

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