近年来，在积极的政策引导下，新能源市场活力持续释放，企业投资热情方兴未艾。但是，过热的产业投资环境下也潜藏着项目电价降低、额外成本增加等一系列问题，导致新能源项目预期投资收益率降低甚至亏损，对新能源产业投资的长远健康发展产生一定影响。

　　国家能源局发布的数据显示，截至2023年11月底，太阳能发电装机容量约5.6亿千瓦，同比增长49.9%；风电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长17.6%。2023年1—11月,全国风电、光伏发电利用率达到97.1%、98.1%。随着电网建设的持续完善和电力体制改革的深入推进，新能源装机发电与消纳呈现“双重向好”。然而，在此繁荣景象下，新能源发电企业的收益情况却不尽人意。

　　从全国整体范围看，新能源上网电量的市场化交易比例持续扩大，最低保障小时数不断降低，部分新能源大省最低保障小时数每天不足半小时，几乎要求全部电量参与中长期交易和现货交易。其中，中长期交易比例超过70%。从电站实际经营看，参与电力市场化交易的综合上网电价远低于标杆电价，部分月份价格差额达30%以上。2023年5月1日至2日，山东电力市场现货交易中心出现连续22个小时的负电价，刷新国内电力现货交易市场负电价持续时间纪录。

　　项目投资初期，企业一般按照当年标杆电价或竞价电价测算新能源全生命周期收益，但由于新能源电量参与市场化交易时价格偏低，造成项目收益率远低于预期。新能源发电曲线波动性大，在电力市场化交易体系框架下，新能源发电企业还需承担巨额调峰辅助服务、曲线强制分解、执行偏差结算等多项考核费用，由于此类费用计算参数复杂、涉及面广、标准不够公开透明，发电企业很难有效分析、预判和干预。

　　为推动建设新型电力系统、应对市场化交易量激增、提高系统运行的安全可靠性和电力交易市场的调节灵活性，电网对新能源发电项目接入的智能化水平要求日渐提高，需要发电侧不断实施智能化改造。该部分技改费用应该计入整个电力系统成本，由电网企业通过输配电价疏导，不应该由发电主体自行承担，地方电网更不能通过“不技改就限电”的方式解决系统存在的问题。新能源项目运营具有固定成本高、变动成本调节空间小的属性，在承受电费收入降低、智能化技改费用等运营成本大幅增长的压力下，可挖掘降本增效的措施并不多，经营收益偏离投资预期较大，出现电量消纳比例提升的同时，发电企业利润下降的反常现象。长期看，这不利于资源优化配置，将对风电、光伏等新能源项目的持续健康投资起到负面抑制作用。

　　储能被业内视为提升系统调节能力的重要举措。近年来，各种技术路线竞相发展，各种场景的规模化示范应用热火朝天。不过，无论是大型项目配建储能还是共享储能，盈利模式基本为充放电价差套利，容量租赁、调峰辅助补贴等其他盈利模式并不成熟。受充放电次数限制，储能项目自身盈利能力孱弱，意义更多在于服务发电项目指标，在一定程度上推高了发电侧无效投资成本。随着储能项目的大规模并网，储能项目的调峰套利空间有可能出现更严重的“僧多粥少”的尴尬局面。

　　首先，不断优化配套政策并稳定预期。一要持续优化存量新能源项目的保障性收购制度，存量国家补贴项目和平价上网项目造价较高，电量收益弹性空间小，在着力推进电力市场交易发展中，兼顾保障性政策延续与交易市场机制创新设计，可以鼓励新能源项目自愿选择参与市场交易，自主承担市场波动收益和风险，但不应通过限电等不合理手段强拉保障性发电企业参加市场化交易。二要持续落实成本疏导机制。三要完善市场交易容错机制，不断优化交易方式、周期和品种，适度降低交易市场建设初期的各类考核标准；公开信息披露质量，公布结算计算模型，使新能源投资主体能“看懂”结算单，有效进行经营预测和风险防控。四要确保新能源建设用地、用海等稳定性，防止因政策变化等原因影响项目的合法经营权益。

　　其次，进一步加强“三侧”统筹发展。一要提高源网工程规划的衔接性，强化统筹新能源项目和配套电网发展规划，新能源项目建设指标批复要落实到具体项目的消纳送出问题，建议与配套电网的建设时序衔接。结合配套电网送出工程建设周期，积极引导相关投资主体适度超前建设，支撑高量级、高比例新能源及时并网消纳，做到“网通源成”。二要加快推进电力系统生态的科技赋能，立足新型电力系统海量数据、高频交互和精准调度的目标，聚焦先进输电技术设备攻关，着力电网柔性化、智能化、数字化转型；推动“云大物移智链边”等数字化技术在源、网、荷各侧逐步融合应用，支撑新型电力系统全面感知、泛在连接、高效处理，构建适应新能源大规模发展的新型调度控制体系。三要统筹远距离输电和就地消纳。扩大西电东送、吉电入鲁等跨省跨区输电通道规模，不断优化送端配套电源结构，提高输电通道新能源电量比重。

　　太阳集团1088vip，

　　再次，引导新型储能科学有序布局。一要找准定位，理性投资。从当前的应用效果看，已投产的大规模储能项目并没有达到预期的调峰调频效果和经济效益，未来储能发展要结合不同的功能定位，充分论证新能源项目配储、共享储能等源网侧项目调峰调频作用可行性和投资经济性，探索更合理的发电项目配储比例要求，推动共享储能有序发展。二是重点解决区域能源输送壁垒和电网高比例容纳新能源的技术问题。有关部门要针对新能源跨省跨区输送出台更有力的方案，健全跨省跨区优化调度和成本分摊机制，挖掘大电网资源优化配置作用，不断通过技术、体制革新优化，提高新能源接入比例。三是落实储能全生命周期管控机制。坚持鼓励储能产业的创新、发展和示范，规范配套储能标准体系建设，完善动力电池梯级利用技术，加快构建新型储能回收处理体系。

　　最后，新能源企业要适应发展新常态。一是项目选址要坚持送出消纳为先。配套电网建设不到位或消纳能力较差的地区，不能以“捡到篮子里就是菜”的心态，盲目抢占资源，最终造成弃电。二是新能源项目投资论证要更加审慎。从长期看，新能源上网电价整体呈下行趋势，新能源项目的投资收益测算，要充分考虑这一因素，慎重选择“一价到底”太阳成集团tyc9728，。需充分考虑项目运营期间智能化改造、考核服务费用等运营成本增加对盈利的影响，结合企业融资成本、资产负债和现金流量情况充分评估项目收益和偿债能力。三是要积极参与市场化交易，及时吃透摸清相关交易规则，制定科学的市场交易策略，努力实现交易量价齐升，扩大套利空间，减少预测偏差产生的考核补偿成本，提升项目收益能力。

　　近年来，在积极的政策引导下，新能源市场活力持续释放，企业投资热情方兴未艾。但是，过热的产业投资环境下也潜藏着项目电价降低、额外成本增加等一系列问题，导致新能源项目预期投资收益率降低甚至亏损，对新能源产业投资的长远健康发展产生一定影响。

　　国家能源局发布的数据显示，截至2023年11月底，太阳能发电装机容量约5.6亿千瓦，同比增长49.9%；风电装机容量约4.1亿千瓦，同比增长17.6%。2023年1—11月,全国风电、光伏发电利用率达到97.1%、98.1%。随着电网建设的持续完善和电力体制改革的深入推进，新能源装机发电与消纳呈现“双重向好”。然而，在此繁荣景象下，新能源发电企业的收益情况却不尽人意。

　　从全国整体范围看，新能源上网电量的市场化交易比例持续扩大，最低保障小时数不断降低，部分新能源大省最低保障小时数每天不足半小时，几乎要求全部电量参与中长期交易和现货交易。其中，中长期交易比例超过70%。从电站实际经营看，参与电力市场化交易的综合上网电价远低于标杆电价，部分月份价格差额达30%以上。2023年5月1日至2日，山东电力市场现货交易中心出现连续22个小时的负电价，刷新国内电力现货交易市场负电价持续时间纪录。

　　项目投资初期，企业一般按照当年标杆电价或竞价电价测算新能源全生命周期收益，但由于新能源电量参与市场化交易时价格偏低，造成项目收益率远低于预期。新能源发电曲线波动性大，在电力市场化交易体系框架下，新能源发电企业还需承担巨额调峰辅助服务、曲线强制分解、执行偏差结算等多项考核费用，由于此类费用计算参数复杂、涉及面广、标准不够公开透明，发电企业很难有效分析、预判和干预。

　　为推动建设新型电力系统、应对市场化交易量激增、提高系统运行的安全可靠性和电力交易市场的调节灵活性，电网对新能源发电项目接入的智能化水平要求日渐提高，需要发电侧不断实施智能化改造。该部分技改费用应该计入整个电力系统成本，由电网企业通过输配电价疏导，不应该由发电主体自行承担，地方电网更不能通过“不技改就限电”的方式解决系统存在的问题。新能源项目运营具有固定成本高、变动成本调节空间小的属性，在承受电费收入降低、智能化技改费用等运营成本大幅增长的压力下，可挖掘降本增效的措施并不多，经营收益偏离投资预期较大，出现电量消纳比例提升的同时，发电企业利润下降的反常现象。长期看，这不利于资源优化配置，将对风电、光伏等新能源项目的持续健康投资起到负面抑制作用。

　　储能被业内视为提升系统调节能力的重要举措。近年来，各种技术路线竞相发展，各种场景的规模化示范应用热火朝天。不过，无论是大型项目配建储能还是共享储能，盈利模式基本为充放电价差套利，容量租赁、调峰辅助补贴等其他盈利模式并不成熟。受充放电次数限制，储能项目自身盈利能力孱弱，意义更多在于服务发电项目指标，在一定程度上推高了发电侧无效投资成本。随着储能项目的大规模并网，储能项目的调峰套利空间有可能出现更严重的“僧多粥少”的尴尬局面。

　　首先，不断优化配套政策并稳定预期。一要持续优化存量新能源项目的保障性收购制度，存量国家补贴项目和平价上网项目造价较高，电量收益弹性空间小，在着力推进电力市场交易发展中，兼顾保障性政策延续与交易市场机制创新设计，可以鼓励新能源项目自愿选择参与市场交易，自主承担市场波动收益和风险，但不应通过限电等不合理手段强拉保障性发电企业参加市场化交易。二要持续落实成本疏导机制。三要完善市场交易容错机制，不断优化交易方式、周期和品种，适度降低交易市场建设初期的各类考核标准；公开信息披露质量，公布结算计算模型，使新能源投资主体能“看懂”结算单，有效进行经营预测和风险防控。四要确保新能源建设用地、用海等稳定性，防止因政策变化等原因影响项目的合法经营权益。

　　其次，进一步加强“三侧”统筹发展。一要提高源网工程规划的衔接性，强化统筹新能源项目和配套电网发展规划，新能源项目建设指标批复要落实到具体项目的消纳送出问题，建议与配套电网的建设时序衔接。结合配套电网送出工程建设周期，积极引导相关投资主体适度超前建设，支撑高量级、高比例新能源及时并网消纳，做到“网通源成”。二要加快推进电力系统生态的科技赋能，立足新型电力系统海量数据、高频交互和精准调度的目标，聚焦先进输电技术设备攻关，着力电网柔性化、智能化、数字化转型；推动“云大物移智链边”等数字化技术在源太阳成集团tyc9728，、网、荷各侧逐步融合应用，支撑新型电力系统全面感知、泛在连接、高效处理，构建适应新能源大规模发展的新型调度控制体系。三要统筹远距离输电和就地消纳。扩大西电东送、吉电入鲁等跨省跨区输电通道规模，不断优化送端配套电源结构，提高输电通道新能源电量比重。

　　再次，引导新型储能科学有序布局。一要找准定位，理性投资。从当前的应用效果看，已投产的大规模储能项目并没有达到预期的调峰调频效果和经济效益，未来储能发展要结合不同的功能定位，充分论证新能源项目配储、共享储能等源网侧项目调峰调频作用可行性和投资经济性，探索更合理的发电项目配储比例要求，推动共享储能有序发展。二是重点解决区域能源输送壁垒和电网高比例容纳新能源的技术问题。有关部门要针对新能源跨省跨区输送出台更有力的方案，健全跨省跨区优化调度和成本分摊机制，挖掘大电网资源优化配置作用，不断通过技术、体制革新优化，提高新能源接入比例。三是落实储能全生命周期管控机制。坚持鼓励储能产业的创新、发展和示范，规范配套储能标准体系建设，完善动力电池梯级利用技术，加快构建新型储能回收处理体系。

　　最后，新能源企业要适应发展新常态。一是项目选址要坚持送出消纳为先。配套电网建设不到位或消纳能力较差的地区，不能以“捡到篮子里就是菜”的心态，盲目抢占资源，最终造成弃电。二是新能源项目投资论证要更加审慎。从长期看，新能源上网电价整体呈下行趋势，新能源项目的投资收益测算，要充分考虑这一因素，慎重选择“一价到底”。需充分考虑项目运营期间智能化改造、考核服务费用等运营成本增加对盈利的影响，结合企业融资成本、资产负债和现金流量情况充分评估项目收益和偿债能力。三是要积极参与市场化交易，及时吃透摸清相关交易规则，制定科学的市场交易策略，努力实现交易量价齐升，扩大套利空间，减少预测偏差产生的考核补偿成本，提升项目收益能力。