可再生能源收入风险引发战略反思

19%

2024年风电和光伏发电占中国总发电量的比例

24%

2024年中国四个省级现货市场的光伏实际电价年均降幅

11%

2024年中国四个省级现货市场的风电实际电价年均降幅

2025年中国将风电和光伏项目的定价形成机制从固定电价转向市场化定价，这给项目开发商带来收入不确定性，尤其是那些在可再生能源资源丰富的西北地区拥有资产的开发商。在这一新的背景下，可再生能源项目选址的重点将需要从仅考虑最大化发电量和最小化成本转向考虑更复杂的因素（如电力需求状况、电网容量和节点电价）。

在中国要求风电和光伏上网电量全部进入电力市场之后，开发商面临新的收入风险，包括适用固定电价的电力占比下降、价格波动和行政限价，以及预测与实际发电量差异导致的失衡成本增加。

由于煤炭价格下跌和可再生能源普及率提高，风电和光伏的实际电价在2024年下降。在可再生能源发电占比较高且电力需求增长缓慢的省份，平均电价可能长期下降。

风电和光伏的收入风险各不相同。光伏独有的昼夜变化特征使其更易受到中午（此时光伏发电量最高）价格走低的冲击。由于天气预报方面的挑战，风电面临着更高的失衡风险。

中国西北地区可再生能源资产的收入风险最高，因为现有可再生能源装机容量很大、本地需求有限以及向外输送电力的能力有限。尽管电力需求强劲、弃电率较低，但由于可再生能源新增装机增长迅速，大多数沿海省份面临中等的风险水平。

来源：彭博新能源财经