装机高歌猛进，电量不升反降：光伏“倒挂”之困何解?

2024年，中国风光新能源装机历史性飙升至14.1亿千瓦，然而反常的是，风光新能源发电量不升反降。

这背后到底是何原因?对如火如荼的中国新能源转型来说，装机与发电量“倒挂”到底意味着什么?

2024年中国风电光伏发电量合计为1.35万亿千瓦时，在全部发电量中的占比是14.39%;2023年中国风光新能源装机10.5亿千瓦，但发电量为1.47万亿千瓦时，在全部发电量中的占比是15.8%。

也就是说，2024年总装机增加了3.6亿千瓦，风光新能源无论是发电量的绝对数字，还是发电量的系统占比，都出现了下滑。这是不正常的。

光伏的问题更加严重，总发电量、单位装机发电量近乎腰斩式下滑：2023年，中国6.1亿千瓦光伏发电量为5800亿千瓦时，而2024年8.9亿千瓦光伏发电量下滑到了4200亿千瓦时;光伏单位装机发电量，2023年是942千瓦时/千瓦，2024年则下滑至470千瓦时/千瓦，跌去了一半。

今后若干年，伴随着中国风光新能源装机的逐年攀升，装机与发电量“倒挂”的问题会不会更加严重?会带来怎样的后果?怎样才能扭转如此局面?

原因

伴随着新能源装机渗透率的持续快速提高(目前是42%)，单位发电量下滑再正常不过。但是总发电量的绝对数字不升反降，尤其是光伏单位装机发电量近乎腰斩，这是需要高度警惕的。

风电的单位装机发电量也在下降，从2023年的2000千瓦时/千瓦，下降到了2024年的1800千瓦时/千瓦，但是相比光伏下降幅度不大，且随着风电装机量的增长，风电发电量绝对数字还是增长的。

如此说来，新能源装机与发电量“倒挂”，主要问题出在光伏身上。这也与人们的直接感受相吻合。相比于一天之内能够分散时段发电的风电，光伏发电高度集中于中午那几个小时。光伏发电的灵活性不够，其结果，一是卖不上价，二是电量保障不了。

如果简单将问题全部归因于电网，电网企业肯定是满肚子委屈。光伏大发的中午时段，是用电低谷，随着光伏项目大干快上，很多地方都面临光伏超标，海量光伏竞相争抢“独木桥”，就算电网拼尽浑身解数，一时之间也难以找到与之相匹配的用电负荷。

当然，对于风光新能源装机的突飞猛进，电网企业甚至整个电力系统，也存在准备不足的问题。比如，2021年至今，电源投资增长极为迅猛，同期电网投资则严重滞后，无论是特高压还是配电网，都积累了大量的投资欠账。再比如，这几年频频提及的负荷侧需求响应，包括虚拟电厂等，都还处于概念阶段，落地推进缓慢，这些都限制着系统对新能源的消纳能力。

如果说电力系统的消纳能力建设没跟上是客观现实，那么，风光新能源的过快增长，也未始不是一大问题。

在各地方政府的积极推动下，新能源装机短短四年就从5.3亿千瓦增至14.1亿千瓦。地方政府一门心思上项目，装机有功，但新能源消纳能力不足的问题被忽视，只管大干快上建设项目，不管项目的真实收益。

影响

装机持续增长，电量不升反降，带来的影响是多方面的。第一个影响，当然是光伏项目投资收益率的持续下滑。

随着发改委、能源局〔2025〕136号文明确“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场”，会有越来越多的新能源电量入市，低电价已经是板上钉钉。

目前，光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元/度，有的甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”;在中长期市场，光伏能获得的电价也已经滑落到了0.15元，且由于出力曲线的预测偏差，还要面临从现货市场高价买电履约的风险。

对所有新能源电源项目来说，投资收益的多寡，一是取决于电价，二是取决于发电量。入市后，新能源只有将希望寄托在保障发电量上了。然而，新能源全面入市只会起到提示风险的作用(市场有风险，投资需谨慎)，无法从根本上提升电力系统的消纳能力，电量提升也很难。

投资收益持续下滑会带来第二个影响，电站项目的估值体系变了，电站资产不值钱。

在收益预期骤然下滑影响下，电力央国企早已开始大肆甩卖光伏电站。2024年下半年以来，挂牌出售光伏电站的央国企明显增多。据不完全统计，截至目前，央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括：国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。

前不久，某投资商手中西北某省GW级光伏开发指标，接触了多家央国企竟无一愿意接手。有央企内部人士直言不讳称：目前光伏指标已经“烂大街了”，越来越多的新能源项目，内部过会都过不了。

第三个影响，地方政府对光伏项目的态度变了，从之前的“香饽饽”变得不受待见。

华夏能源网注意到，西北几省2024年下半年以来下发的新能源指标中，陕西光伏指标占比不足22%，甘肃的光伏指标占比低至10%左右;宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。

需要注意的是，光伏指标断崖式下跌，还不仅仅出现在风光资源丰富的西北省份，河北、山西、广西、湖南、湖北、贵州、以及内蒙古等，光伏指标占比较风电大幅走低，这一趋势正在越来越多的省份蔓延开来。

中国新能源装机持续快速增长，靠的是“三驾马车”的共同发力：一是中央提供稳定的“双碳”预期和政策支持，二是地方政府积极响应、大刀阔斧推动项目落地，三是电力央国企为主的投资方一马当先，落地项目开发。

一旦投资方的投资意愿严重受挫，事情就不好办了。即便是为了完成政治任务硬着头皮继续上项目，实际效果也会大打折扣。

解局

遏制并扭转新能源装机与发电量的“倒挂”，不仅仅是新能源项目效益的问题，还是决定“双碳”前途命运的大事。

截至2024年底，中国的火电发电量占仍高达67%以上，“十四五”规划要求的二氧化碳排放降低18%的目标，大概率是完成不了了。

新能源装机与发电量“倒挂”，为中国的“双碳”转型敲响了警钟，新能源发展模式需要反思并加快力度做出调整。

其一，抓住光伏分散灵活、靠近用户的特点，大力发展分布式光伏，鼓励“就近消纳、就地平衡”。‌

电力系统承载不了那么多的光伏发电了，西北集中式光伏已经足够多，中东部分布式光伏需要错位发展，如果中东部的分布式光伏还是高度依赖上网甚至是跨区送电，只会有更多的光伏电被弃掉。

新近公布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定，一般工商业分布式光伏和大型工商业分布式光伏，取消全额上网模式，且政策也不再倾向于支持大型工商业分布式光伏余电上网了。这一重大政策转变，就是修正光伏发展模式的可喜的一步。

其二，对各地盲目上项目进行适当干预，整体一盘棋做好规划和布局。

过去几年，地方政府积极推动新能源项目在本地区上马落地，当然是功莫大焉。但是，一味无序的、盲目的上马项目，在系统消纳能力建设还远未跟上的情形下，造成了严重过剩，带来了“堰塞湖”问题。

下一步，在继续发挥地方政府积极性的同时，也要有效约束地方政府的盲目性。需要进一步发挥主管部门的统筹规划作用，对不符合消纳基本条件、新能源已经严重超标地区的项目严格限制。

其三，从顶层设计上平衡好新能源的发展速度与质量效益。

从中央“推动新能源高质量发展”的精神出发，持续推动新能源装机增长当然重要，但如果装机与发电量“倒挂”问题得不到解决，无疑就是不讲效益和浪费资源。因而，新能源高质量发展，首先就需要平衡好发展速度与质量效益。

相比装机增速，电力系统消纳能力的提升，更加重要也更为根本。提升系统消纳能力，核心路径就是要加快步伐建设新型电力系统。目前已经越来越明显的是，老系统承载不了天量的新能源。

比如电网调度模式，煤电时代的调度模式是高度中心化，国调指挥省调，省调指挥市调……高度中心化、自上而下、科层制、计划性。这样的传统调度模式，与分布式新能源格格不入。分布式新能源时代的电网调度，要求的是就地平衡、自下而上、双向互动。建设新型电力系统，需要彻底改革传统电网中心化、自上而下的调度模式。

2024年，德国风光新能源发电量系统占比已经突破了47%。德国能够做到的事，中国当然也能做到。“穷则变，变则通，通则久”，经过了模式反思和路径调整，中国新能源一定能走上高质量发展的康庄大道。