國內新能源裝機的高歌猛進，支撐了風電、光伏、儲能行業“卷而不崩”的危局。在全行業的集體焦慮中，行業新舊動能轉換，正負影響因素此消彼長。一方面積累的消納問題、資源矛盾、市場博弈愈演愈烈；另一方面成本優勢也快速積累，風光儲（氫）利用模式與消納鏈條有望打通新的增長極。日暮途遠，路在何方？務實可行的轉型路徑仍待探索。

傳統模式已成強弩之末？

2024年末我國新能源總裝機達到14.5億千瓦（風電、太陽能裝機14.1億千瓦），宣告我國進入人均1千瓦新能源時代；當年新增裝機接近3.6億千瓦，其中光伏新增277GW，風電新增裝機79GW。光伏增長繼續刷新認知，力扛新增新能源裝機3/4以上的份額。

新能源在總裝機中占比超過40%，但發電量占比僅約20%。要實現“碳中和”目標，行業普遍認為新能源仍有3倍左右的增長空間，可謂行路僅過山腳。但行業普遍體感溫度越來越低：消納日益艱難，資源逐步稀缺，收益愈來愈低，附加條件越來越多。盡管近兩年成績優異，但仍是在快速消耗電網既有調節潛力，依賴電網消納的傳統模式難以為繼。強弩之末，勢不能穿魯縞，新能源發展亟需新動能。

圖1 我國近年來風電、光伏累計裝機（GW）及在電源中的占比

破立之間，光伏危局何時止？

?光伏在唱衰的浪潮中越挫越勇，體現了中國新能源產業的韌性，也說明了光伏平價之后，在市場中找出路的潛力遠超想象。但光伏固有的系統性風險無法阻擋，光伏的系統性風險來自于光伏發電的累加效應和同時性。

每年新增的光伏都會在光照時段“吃掉”相當份額的負荷，鴨型曲線將被深挖成成峽谷曲線，帶來嚴重的消納問題。目前我國光伏總裝機已達到8.9億千瓦，超過最大負荷的60%，部分省份則更高，全網的發用電失衡已非常嚴峻。而恐怖的是，這個“挖坑”速度每年仍在增長，即便按照當前增速已扛不過幾年。

光伏發電的同時性帶來價格踩踏，詳見圖2。2024年光伏參與現貨市場的捕獲價格快速下降，在各類電源中價格最低，且下降速度遠快于風電。電力市場環境下，光伏不得不以價換量甚至棄電，光伏電站投資風險驟增。

圖2 2024年風電、光伏現貨市場價格（數據來自于公眾號：蘭木達現貨市場）

光伏電站投資價值快速下降，而分布式光伏也難幸免于難。筆者在以前文章中多次闡述其原因，分布式光伏盡管有更便捷的接入條件，也不需要繳納輸配電價及基金附加，但仍存在以下弊端：一則損害了電力系統備用容量成本分攤的公平性；二則分布式光伏也解決不了電網承載力問題，恰如電網的消納池子水已滿，支流同樣注不進水了；三則第三方投資的分布式光伏也遇到更多的用戶結算和產權歸屬問題。所以，不論是用戶側峰谷電價向不利方向調整，還是投資方逐步冷淡的投資意愿，都反映了分布式光伏遇冷的現實。

內卷使光伏企業危若累卵。2024年光伏龍頭普遍虧損（已預告全年業績的知名企業詳見表1），盡管中央層面提出“防止‘內卷式’惡性競爭”的要求，光伏協會也提出組件價格不低于0.68元/W的倡導，但市場趨勢無人抵擋。雪崩的時候沒有一片雪花是無辜的，茍下去沒有出路，不破不立已是不得已之勢，大規模產能出清正在醞釀。

表1 已預告2024年業績的光伏企業一覽表（取預告中值）

資源稀缺與收益回歸

?面臨新能源“量價”雙殺風險，大型運營商放棄對光伏的追逐，轉向以風電為主的“優質”項目。但當下優質風電項目稀缺，2024年風電裝機與2023年基本持平，很多開發方項目庫空空如也，不得不直面骨感的現實。

通過圈資源躺贏的時代早已結束，石油、煤炭、建筑、交通、高載能等有轉型需求的玩家紛紛進場，稀缺的新能源資源必然坐地起價，漲價過程來自于：政府要求的扶貧基金、產業配套、環境治理等要求，各類市場成本和金融結構帶來的成本等。根據經濟規律，到投資方手里也就基本接近社會平均投資收益了。所以大家能做的是：正視風險、調低預期、做好風險偏好與承受力的匹配！

積累中的新動能——向“平價”靠攏的新能源利用成本

?著力建成與新能源匹配的調節資源，是新能源更好發展的新動能。最新發布的《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027 年）》（以下簡稱《調節能力實施方案》）提出：“通過調節能力的建設優化，支撐 2025—2027 年年均新增 2 億千瓦以上新能源的合理消納利用。”

傳統調節電源調節能力枯竭后，實現新能源發展大突破，需要將新能源實現“平價”利用（含調節、接入等系統成本）提上日程。但這個“平價”不是簡單的單一電站的平價，它的定義應該包括：一是電力系統尺度下的平價，考慮大比例新能源繼續接入，發揮電力系統的互補互濟后，終端平均用電成本處于合理水平；二是市場公平角度的平價，即充分實現以現貨市場為核心的電力市場，通過價格調配資源后的最優成本，當前常見的人為制造峰谷價差，或者摒棄低邊際成本的調節資源進入都不是長久之計。

但這個“平價”到底是一個什么價格水平？筆者認為應該綜合考慮經濟可承受、新能源產業發展需要、寬松貨幣政策等因素，而不是一味錨定煤電基準電價。經濟不景氣，似乎需要低電價來保持制造業整體的競爭力。但另一方面經過2021年能源價格飆漲的壓力測試，而經過幾年的盤整消化，當前能源價格回落；加上寬松的貨幣政策下，考慮通貨膨脹因素，電價應有一定的承受空間。

此外，支持新能源發展也是我國經濟發展的需要。新能源行業產業鏈條長，就業帶動力強，投資強度高。新能源為主的電源結構，單位電量投資強度遠高于火電。2024年電源投資11687億元，絕大部分拉動來自于新能源。新能源大發展扭轉了電源、電網投資趨勢，使電源側投資遠高于電網的6083億元。新能源比例增長，也能提高出口產品的綠色貿易競爭力。

從產業鏈發展、拉動投資和就業來算大賬，給新能源、儲能發展再續一把力是非常必要的。綜上，原則上傳統電力限價模式應逐步放開，而應由市場來定價。但從社會接受、政策允許層面，新能源“平價”利用似乎應該參照煤電基準價上浮20%的范圍。

新型儲能的幾個核心命題

?在抽水蓄能資源有限的情況下，提升電力系統調節能力，最有前景的仍是新型儲能的發展，但新型儲能發展模式仍需解決幾個核心命題：

1.新能源需要配置多大比例的儲能？

新能源和儲能是蹺蹺板的關系，新能源比例高了，儲能配套不足，帶來新能源價值（即波動性、隨機性發電的價值）的降低，儲能的價值（調節性電源的價值）上升；反之，儲能的發展與參與調節，會帶來新能源價值的提升（低谷電有更多買方）。

要實現兩者長遠發展，單一方割肉的方式玩不下去。那么從增量觀點來看，新能源如何最優化配置儲能是關鍵。但以單一新能源電站消納來確定儲能功率、時長比例并不合理（不從電力系統角度來尋優，一定會帶來成本的無序增加），而應該通過完善現貨市場，通過價格機制和盈虧平衡來引導全網新能源、儲能的配比，才是最佳的資源配置方式。

即直接決定儲能滲透率的，是電力市場的邊際電價與儲能成本的對比，而不是與新能源的簡單綁定。

2.哪種儲能技術方式能夠勝出？

這幾年的實踐告訴我們，單純“卷”成本不是儲能的最終出路，儲能的未來應該同時考慮技術、安全和運行性能。一是滿足電力行業高安全標準的要求；二是實現電力平衡的同時，具備提升新型電力系統在主動電壓支撐、轉動慣量等方面的能力；三是亙古不變的經濟性要求。即要從安全性能、電網適應性和經濟性三個維度來評估不同儲能技術。

鋰電池儲能因為先發與成本的優勢，取得了不凡的成績，但也暴露了不少問題：一是實現不了本質安全，美國多次報導儲能電站起火燃燒，鋰電池火災難防難控，大規模電站風險更加集中，成為電力系統重要風險點。二是運行性能較差，正常運行受氣溫等因素影響，作為電力電子并網元件，其運行也必然受到頻率、電壓變動的沖擊。三是性能衰減問題，鋰電池儲能電站充放電容量處于變動中，對電力系統運行方式和計劃安排帶來不確定性，運行過程中電池老化也使安全性能不斷下降。

《調節能力實施方案》也提出：“優化選擇適宜新型儲能技術，高質量建設一批技術先進、發揮功效的新型儲能電站”、“對有效容量合理補償，引導各類資源向系統提供中長期穩定容量”。電力系統需求與政策要求的變化，將帶來多種技術同臺賽跑，而安全性能、電網適應性更強的壓縮空氣儲能等技術路線也將快速提升其市場份額。

3.收益模式

隨著電能量市場改革推進，以及電力系統對于容量充裕度要求的迫切性，各類電源收益模式將向電能量市場、容量收益為主，調頻等輔助服務為輔的方式趨同。新型儲能也將如此，但更側重于調節能力的發揮。

電能量市場中，新型儲能作為獨立主體主要參與現貨市場。新能源滲透率提高，新能源大發時段，低電價甚至負電價時段越來越頻繁；而新能源小發階段，頂峰能力不足容易形成高電價。通過低充高放，儲能獲得現貨市場價差收益。

容量收益部分，山東、內蒙古、新疆等地出臺了新型儲能對應的容量補償機制，但大部分省份并沒有相關政策，而通過向新能源出租容量有非常大的市場風險。《調節能力實施方案》提出：“現貨市場連續運行地區，加快建立市場化容量補償機制，以市場為導向確定容量需求和容量價值，對有效容量合理補償，引導各類資源向系統提供中長期穩定容量”。以煤電、抽水蓄能等獲得容量電價支持的電源為參考，按照調節能力大小獲得容量收益，有望成為新型儲能的另一收益支撐。

上述收益能否支持新型儲能收益模式的形成，一則在于市場環境的完善，形成較為穩定的收入預期；二是新型儲能成本的持續下降，實現收入與成本的合理匹配。

轉載自：化工好料到

來源：中國化工信息周刊