规模飙升、消纳难解、限电卷土重来……入市正成为风光新能源项目的不得不选。

锚定“203 (略) ”目标，在顶层规划以及地方详规引导之下，新 (略) 也已是不争事实。 (略) 数据显示，2023年 (略) 场化交易电量占比达到47.3%，较2022年提高了近9个百分点。

(略) 场化规则之下，新能源项目业主也正遭遇着电价不确定而带来的最大投资风险。

多地比例继续扩大

临近年末，各省新一年的电力交易规则*续出炉。作为装机结构中的主力电源， (略) 比例可谓焦点。

据北极星统计，目前已有十地明确了2025年风 (略) 方案，预料之中， (略) 场化交易电量比例继续扩大。

近期备受关注 (略) ，根据《河 (略) 2025年电力中长期交易工作方案》，区域内直调光伏、风电场站自取得或者豁免电力业务许可证后次月起， (略) 电量一定比 (略) 场化交易，其中光伏比例为60%、风电30%，较2024年的最低20%比例大幅上升。

南方重省广东， (略) 场交易电源从220kV及以上电压等级扩大至110kV及以上电压等级。按照政策要求，2025 (略) 的110kV及以上电压等级集中式光伏须参与现货，安排50%基数电量+50%交易电量；2025年底前全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站将参与现货，安排90%基数电量+10%交易电量。

浙江省由2024 (略) ，调整为2025年统调风电、光伏项目的10%电量需参与现货，90%电量分配政府授权合约执行政府定价。

西部多省的普遍规则即优先发电计 (略) 。其中新疆2025年普通风电、光伏项目的保量保价优先小时数分别为895小时、500小时，较2024年下降30%以上。宁夏2025年风电、光伏项目优先发电小时数与2024年大致持平。

当然，相比集中式电站预期中的比例上升，市场更为冲击的则是分布式光 (略) 。

在“首吃螃蟹”的浙江、江苏之后，河北率先按下“强制键”，2025 (略) 10千伏及以上分布式光伏的20%电 (略) 场， (略) 同样10千伏及以上分布 (略) 比例为20%，并且“新老”区分，2025年新增项目1 (略) ，存量项目则暂缓至6月底。

同样作为分布式光伏大省，山东刚刚丢出“深水炸弹”，2025年到2026年新增分布式光伏可自主选择全电量或15%发电 (略) 场。其中是否囊括自然人户用分布式光伏项目，还须进一步等待该省20 (略) 场交易方案。

此外，广东、陕西也鼓励分布式新能源直接或以聚合虚拟电厂方 (略) 场交易。

(略) 何解？

(略) ，电价不确定性成为投资者的最大“梦魇”，电价“大跳水”也确是事实所在。

背后根源还在于新能源出力的随机性和波动性， (略) 场新能源出力往往与现货价格呈现负相关，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高，这也导致出力更为集中的光伏项目影响更大。

据“兰木达电力现货”统计，11月山西、山东、甘肃、蒙西光伏现货均价均不足*/千瓦时，山东同比、环比均大幅下降。逐旬统计，山东11月下旬光伏均价甚至仅3分/度。

（注：数据来源于兰木达电力现货，下同）

对于“温室中”成长的分布式光伏， (略) 为例，历史月份光伏企业分时段发电量比例中，平谷+低谷电量占比超过80%，9个月低谷电量占比超过30%，存 (略) (略) 或面临亏损边缘。“北方分布式光伏项目不能碰”的声音渐起。

事实上，由电价风险引发的投 (略) 也已显现，叠加土地风险等因素，在今年各省下发的新能源指标中，河北、贵州、广西、山西等多省风电指标远高于光伏，甘肃多地甚至“清一色”的风电项目。

现在则是，实现既定的非化石能源占比目标，2030年风光装机需在目前基础上再翻一倍。稳规模、稳投资迫在眉睫。

直击新能源电价痛点，有效调节新能源的随机出力，新能源+ (略) 备受瞩目，特别是分布式光伏，多有专家建议以聚合和虚拟 (略) 。

此外，在行业公开会议上，中国宏 (略) 能源研究所时璟丽建议，应尽快明确政策，实施新老项目划断。可借鉴的国外经验如英国的差价合约机制，开发企 (略) 场或与用户签订长期PPA，差价合约制度可兼顾可再生能 (略) 场和保障可再生能源项目一定收益。 (略) 场将是多种机制的融合，机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一。

回归始源，肩负绿色属性的新能源，核心还在于机制引导切实提高和体现绿色电力的环境价值。

目前，电力交易已在全国大多省份展开，试运行以及正式 (略) 场也已拓展至二 (略) 。“伊甸园”消失殆尽下，入市成为必选项，平稳迈过这道“坎儿”，急需 (略) 场机制的双向奔赴。

规模飙升、消纳难解、限电卷土重来……入市正成为风光新能源项目的不得不选。

锚定“203 (略) ”目标，在顶层规划以及地方详规引导之下，新 (略) 也已是不争事实。 (略) 数据显示，2023年 (略) 场化交易电量占比达到47.3%，较2022年提高了近9个百分点。

(略) 场化规则之下，新能源项目业主也正遭遇着电价不确定而带来的最大投资风险。

多地比例继续扩大

临近年末，各省新一年的电力交易规则*续出炉。作为装机结构中的主力电源， (略) 比例可谓焦点。

据北极星统计，目前已有十地明确了2025年风 (略) 方案，预料之中， (略) 场化交易电量比例继续扩大。

近期备受关注 (略) ，根据《河 (略) 2025年电力中长期交易工作方案》，区域内直调光伏、风电场站自取得或者豁免电力业务许可证后次月起， (略) 电量一定比 (略) 场化交易，其中光伏比例为60%、风电30%，较2024年的最低20%比例大幅上升。

南方重省广东， (略) 场交易电源从220kV及以上电压等级扩大至110kV及以上电压等级。按照政策要求，2025 (略) 的110kV及以上电压等级集中式光伏须参与现货，安排50%基数电量+50%交易电量；2025年底前全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站将参与现货，安排90%基数电量+10%交易电量。

浙江省由2024 (略) ，调整为2025年统调风电、光伏项目的10%电量需参与现货，90%电量分配政府授权合约执行政府定价。

西部多省的普遍规则即优先发电计 (略) 。其中新疆2025年普通风电、光伏项目的保量保价优先小时数分别为895小时、500小时，较2024年下降30%以上。宁夏2025年风电、光伏项目优先发电小时数与2024年大致持平。

当然，相比集中式电站预期中的比例上升，市场更为冲击的则是分布式光 (略) 。

在“首吃螃蟹”的浙江、江苏之后，河北率先按下“强制键”，2025 (略) 10千伏及以上分布式光伏的20%电 (略) 场， (略) 同样10千伏及以上分布 (略) 比例为20%，并且“新老”区分，2025年新增项目1 (略) ，存量项目则暂缓至6月底。

同样作为分布式光伏大省，山东刚刚丢出“深水炸弹”，2025年到2026年新增分布式光伏可自主选择全电量或15%发电 (略) 场。其中是否囊括自然人户用分布式光伏项目，还须进一步等待该省20 (略) 场交易方案。

此外，广东、陕西也鼓励分布式新能源直接或以聚合虚拟电厂方 (略) 场交易。

(略) 何解？

(略) ，电价不确定性成为投资者的最大“梦魇”，电价“大跳水”也确是事实所在。

背后根源还在于新能源出力的随机性和波动性， (略) 场新能源出力往往与现货价格呈现负相关，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高，这也导致出力更为集中的光伏项目影响更大。

据“兰木达电力现货”统计，11月山西、山东、甘肃、蒙西光伏现货均价均不足*/千瓦时，山东同比、环比均大幅下降。逐旬统计，山东11月下旬光伏均价甚至仅3分/度。

（注：数据来源于兰木达电力现货，下同）

对于“温室中”成长的分布式光伏， (略) 为例，历史月份光伏企业分时段发电量比例中，平谷+低谷电量占比超过80%，9个月低谷电量占比超过30%，存 (略) (略) 或面临亏损边缘。“北方分布式光伏项目不能碰”的声音渐起。

事实上，由电价风险引发的投 (略) 也已显现，叠加土地风险等因素，在今年各省下发的新能源指标中，河北、贵州、广西、山西等多省风电指标远高于光伏，甘肃多地甚至“清一色”的风电项目。

现在则是，实现既定的非化石能源占比目标，2030年风光装机需在目前基础上再翻一倍。稳规模、稳投资迫在眉睫。

直击新能源电价痛点，有效调节新能源的随机出力，新能源+ (略) 备受瞩目，特别是分布式光伏，多有专家建议以聚合和虚拟 (略) 。

此外，在行业公开会议上，中国宏 (略) 能源研究所时璟丽建议，应尽快明确政策，实施新老项目划断。可借鉴的国外经验如英国的差价合约机制，开发企 (略) 场或与用户签订长期PPA，差价合约制度可兼顾可再生能 (略) 场和保障可再生能源项目一定收益。 (略) 场将是多种机制的融合，机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一。

回归始源，肩负绿色属性的新能源，核心还在于机制引导切实提高和体现绿色电力的环境价值。

目前，电力交易已在全国大多省份展开，试运行以及正式 (略) 场也已拓展至二 (略) 。“伊甸园”消失殆尽下，入市成为必选项，平稳迈过这道“坎儿”，急需 (略) 场机制的双向奔赴。