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。2025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？不规定具体的保障性收购小时数，就有了弹性空间。

　　随着新能源大比例入市，多省市电力现货市场“转正”，实际效果已经显现。

　　还是以山东为例，现货市场已正式运行了半年时间，现货市场价格信号发挥了引导“削峰填谷”作用，这激励用户合理调整用电行为，转移用电时段，将用电需求平移到光伏出力最旺盛的中午时段去，这使得山东发用电曲线匹配度更高，火电调峰压力显著减少。

　　此外，新能源大比例入市，带来了全社会用电成本的下降。2024年前三季度，山东省内现货出清价格大幅降低，相比2023年同期下降18%，全社会总用电成本明显降低。

　　不过，新能源保障性收购小时数大滑坡、新能源大比例入市，将使得新能源电站收益的不确定性也大幅上升。

　　原因在于，新能源保障性收购的电价，是参照当地燃煤标杆电价，而入市电量的电价就只能随行就市了。还是以山东为例，山东的燃煤标杆电价是接近0.4元，而2024年前三季度，山东新能源发电量同比上升26%，且发电量增加以光伏为主，相应的午间负电价时长同比增加了42%。

　　近一年来，大部分省份都遭遇了程度不等的电价冲击：光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元，甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”；在中长期市场，光伏能获得的电价也已经滑落到了0.15元，并且还要面临从现货市场高价买电履约的风险。

　　总而言之，新能源的未来图景已经日渐清晰：持续高增长的新能源装机量，大幅下滑的保障性收购小时数，加速入市以及承受压力的入市电价，新能源未来收益不确定性大幅上升。面对市场大“变天”，中国新能源做好准备了吗？