新能源电站限电时代，投资模式重大转变

咱们聊聊新能源领域里的新动向吧。现在，新能源开发正迎来一个以“负荷为王”的新时代。中国的新能源投资企业，比如那些搞光伏的，现在面临一个选择：是忍受中午时分的限电，还是开始一场关于负荷的激烈竞争。

最近，有家民营光伏企业在澳大利亚的光伏电站找到了个妙招，解决了中午负电价的问题。他们和一家中午用电量大的企业签了个4小时的购电协议（PPA），把中午太阳最大的时候发的电以合理的价格卖给了那家企业，这样一来，电站的整体电价水平就上去了。

其实，中午限电、负电价这事儿，不是咱们中国新能源独有的问题。随着装机规模越来越大，这问题在哪儿都可能出现。所以，挖掘负荷侧的资源，就成了新能源开发的新方向。比如，新能源制氢的兴起，就是新能源找到的一种新的消纳途径。

现在，限电和中午的低电价可能要成为新能源的常态了。随着新能源装机量突破了10亿千瓦，咱们国家的新能源开发也进入了一个新的阶段。限电率的提高，成了不可避免的问题，如何应对这个挑战，也就成了新能源电站开发的关键。

在最近的光伏市场发展论坛上，有专家提到，虽然咱们的新能源装机量已经超过了10亿千瓦，但是利用率却面临下滑的风险。预计今年可能会降到95%以下，到了2025年和2030年，整体利用率可能会进一步下降。

原因嘛，主要是因为负荷和调峰的问题。各地因为电源结构、用电量的不同，消纳新能源的能力也不一样。但是，随着光伏装机的快速增长，中午大发电时段出现高比例限电，可能就成了行业的一种常态。

电力投资领域的企业也开始意识到，由于调峰压力或者负荷消纳等问题，限电问题会越来越严重。有的设计院在规划风光大基地时，都已经考虑到了限电率的问题，有的甚至默认了50%的限电率，尤其是中午的限电。

现在的投资企业看来，单一的新能源电站开发模式已经不太行得通了，因为这种模式抵抗不了未来可能的市场变化，比如电价下降、限电率上升这些风险。

所以说，新能源现在进入了以负荷资源为王的时代。特别是在西北那些新能源资源丰富、负荷需求却相对较低的地方，各省都在探索不同的新能源投资路径。

拿新疆来说，2023年新增的新能源装机量达到了2011.8万千瓦，比过去8年的总和还多，新增并网规模全国第一。为了提高电网消纳新能源的能力，新疆实施了一系列新型储能项目，比如“光伏+储能”电站、“光热储能+光伏”一体化示范项目等。

新疆还出台了政策，提出了氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园等五大路径，来配套风、光电站的开发投资。这意味着，对于那些能新增负荷的产业，新疆会优先分配风光资源指标。

包括新疆、内蒙古、青海、宁夏等地，近两年陆续下发了超过100GW的市场化规模指标，但这些项目都有一个共同点——需要明确负荷消纳、自发自用。

比如内蒙公布的一个项目，就明确了新增负荷为拉晶、切片、组件生产项目，用电负荷约25万千瓦，年用电量约20.7亿千瓦时。配建的市场化并网新能源30万千瓦，电化学储能规模4.5万千瓦/18万千瓦时（15%/4小时）。

这些项目在核准（备案）时，都要重点审核新增负荷的开工建设情况。只有新增负荷全部开工后，配建的新能源项目才能核准（备案）、开工建设。如果新增用电负荷还没全部投产，配建的新能源规模就不能投入运行。

所以，新能源开发现在正进入一个以负荷侧资源挖掘为主导的新时期。对于那些以前只关注发电侧投资管理的电力企业来说，新能源后发展时代也将带来很多新的挑战。