风电、太阳能发电等新能源项目还吃香吗？

2025年1月27日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布《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》（以下简称通知），标志着我国新能源发展进入了一个全新的阶段。对于新能源的风电、太阳能发电项目来说，带来哪些重大影响呢？
一、国家对新能源项目采取逐步减少对补贴的依赖、固定电价模式推动行业健康的可持续发展
新能源项目的发展政策驱动起到关键作用，国务院在2013年7月4日发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，一是明确大力开拓分布式光伏发电市场，鼓励各类电力用户按照“自发自用，余量上网，电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。包括支持用电价格较高的工商业企业、工业园区、学校、医院、党政机关、事业单位、居民社区建筑和构筑物等推广小型分布式光伏发电系统；二是明确有序推进光伏电站建设。同时该意见进一步明确了对分布式光伏发电实行按照电量补贴的政策以及金融支持政策。三是巩固和拓展国际市场，推动全球产业合作，规范光伏产品进出口秩序。得益于我国新能源发展的国家补贴制度，从2013年至2023年风电和太阳能总装机量从110.84 GW增长至950 GW（预计），每年的快速增长大力推进了新能源项目的高速发展。
同时值得注意的是，新能源项目国家财政补贴逐年增加，给财政造成了一定的压力，所以国家陆续出台相关规定逐步减少财政补贴支出。从2018年出台“531新政”明确补贴削减和规模限制，到2021年明确中央财政不再补贴新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，实行平价上网，逐步减少对补贴的依赖，推动可再生能源行业健康可持续发展。
二、《通知》的出台，标志着我国新能源发展将从“政策驱动”向“市场驱动”转变
《通知》第一部分总体思路以及第二部分主要规定，是按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。
《通知》第三部分是规定，建立健全支持新能源高质量发展的制度机制。主要包括如何建立新能源可持续发展价格结算机制以及如何执行价格结算机制。其中，以2025年6月1日为分水岭，在此之前投产的新能源存量项目基本上仍享受保障性的政策规定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目概括来说是对接市场化，包括电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定；机制电价由省级价格主管部门竞价上限后，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，原则上按入选项目最高报价确定；执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。除此之外，还规定了结算机制的结算方式为每月进行结算以及已纳入机制的新能源项目，在执行期限内可自愿申请退出。由此可见，市场化电价机制将充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，形成反映供需关系、成本变化的价格信号，引导新能源合理投资和布局，促进电力系统整体效率提升。主要积极意义在于一是减少对新能源的财政补贴，减轻政府财政压力，同时倒逼新能源企业提升自身竞争力，实现可持续发展。二是市场化电价改革将推动新能源成本下降，最终惠及终端用户，降低全社会用电成本。
三、新能源项目的收益与风险控制
《通知》的颁布，新能源项目的原材料生产、项目运营以及投资方，对市场的政策变化需有新的认识，笔者认为主要风险包括：
（一）电价波动导致项目收益不稳定的风险：市场化电价受供需关系、燃料价格、政策调整等多种因素影响，存在较大波动性，可能导致项目收益不稳定。
（二）市场竞争风险：随着新能源装机规模不断扩大，市场竞争日益激烈，项目方可能面临电价下降、市场份额减少等风险。
（三）技术风险：新能源技术发展迅速，包括核能发电崛起产生竞争等。项目方需要不断进行技术升级和创新，以保持竞争力。
对于风险控制，笔者认为应当主要加强以下方面：
（一）要加强市场研判，密切关注电力市场供需变化、政策调整等信息，及时调整经营策略，规避市场风险。考虑以补贴、固定电价获得收益不再“靠谱”。
（二）提高项目技术水平，降低建设成本和运营成本，增强项目抗风险能力。对于新能源项目的原材料生产企业，需注重市场需求是否放缓、价格是否承压等进行管控提高抗风险能力。
（三）积极探索参与电力辅助服务市场、碳交易市场等，拓宽收益渠道，降低对单一电价的依赖。
（四）建立健全风险管理体系，制定风险应对预案，提高风险防范和处置能力。
市场化电价改革是推动新能源高质量发展的必由之路。项目方要深刻认识市场化改革带来的机遇和挑战，积极转变发展思路，加强风险控制，不断提升自身竞争力，才能在新能源发展的浪潮中乘风破浪，实现可持续发展。