（原标题：政策“东风”劲吹，央国企带头入局新能源赛道）
近日，新能源领域迎来多股政策“东风”。
4月1日至4月2日，已有《增量配电业务配电区域划分实施办法》《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，以及《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号）三大政策利好传出。市场预计，这将为可再生能源电力发展打开新空间，更好地发挥促发展、扩投资、稳增长的作用。
与此同时，大型央国企集团也紧跟“双碳”目标，正加速布局相关业务。据不完全统计，今年以来，已有超过15家央国企成立新能源公司，其业务范畴涵盖了发电技术服务、风力发电技术服务、太阳能发电技术服务、储能技术服务等领域。
但在新能源高渗透率的前景下，多位业内人士指出，新能源产业仍需警惕新能源消纳、电价下行、电力系统安全等风险。
政策“东风”劲吹
本次政策利好主要集中于可再生能源电力方面。
据国家能源局官微4月2日消息，国家能源局有关负责同志就《增量配电业务配电区域划分实施办法》答记者问时称，下一步，国家发展改革委、国家能源局将指导地方政府部门、电网企业（含增量配电企业）做好增量配电业务配电区域的划分工作；指导国家能源局派出机构做好电力业务许可证核发工作，助力符合条件的增量配电企业尽快取得合法经营地位。
4月1日，据国家发展改革委官网消息，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部近日正式发布《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》。从具体细节来测算，如每年选择具备条件的1000个村进行试点开发，按每村装机2万千瓦测算，每年可新增风电装机2000万千瓦，新增投资约1000亿元。分析人士指出，随着《通知》相关政策落地，或将带来新一轮设备更新与采购，或将对风电设备制造企业构成直接利好。
同日，《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第15号）也正式开始执行。该新政发布后，可再生能源上网电价进入市场交易，可再生能源电量收购价格由全部政府定价转变为部分政府定价（即保障性收购部分），其余部分通过市场化交易形成价格。据了解，市场化交易可以分为中长期合同电价机制、现货市场电价机制、期货交易电价机制。
值得注意的是，此前各省中长期交易电价已经出台。例如，黑龙江省已于去年12月出台《黑龙江省发改委发布关于做好黑龙江省2024年电力市场交易的通知》，明确平价(含低价)的风电、光伏发电保障性小时数暂分别按1950小时、1300小时确定，剩余电量全部进入市场交易，其他风电、光伏发电全部进入市场交易。
另有业内人士表示，由于新能源发电项目上网电量的收购主体发生改变，或将加速“隔墙售电”发展进程。以海南省澄迈县发展和改革委员会发布《关于促进光伏发电产业持续健康发展》的通知为例，其中提出，探索光伏区域电力交易，允许分布式光伏发电项目向同一变电台区的符合政策和条件的电力用户直接售电，电价由供用电双方协商，签订能源服务协议，电网企业负责输电和电费结算，光伏发电项目应对就近用电用户予以电价优惠。
远景储能总裁田庆军则认为，为消纳更多风电、光伏，保障收益，新能源投资商将从强配政策下的被动投资储能，转向主动投资储能，将进一步打开储能在源网侧的增长空间。
央国企带头布局新能源
日前，国务院国资委党委召开扩大会议，明确要推动能源结构持续优化，充分发挥央企优势，做强做优主业、提升效率效益，加快构建以风电、太阳能发电大基地为主体，集中式与分布式协同发展，氢能、新型储能支撑调节、前沿核心技术引领带动的新能源产业体系。
实际上，2024年以来，作为主力军的国资央企早已开始了新布局，还有多家企业在2024年规划中重点提及相关业务。公开资料显示，截至3月末，今年已有包括国家能源集团、国家电投、华能集团等超过15家的央国企成立了新能源公司，其业务主要围绕可再生能源电力技术与服务方面。
2月20日，由国家电投集团浙江电力有限公司全资持股的电投浙电（杭州）新能源有限公司成立，注册资本1亿人民币，经营范围含供电业务、太阳能发电技术服务、风力发电技术服务、储能技术服务、工程管理服务等。
国家电投方面表示，国家电投今年要发挥“国家队”“主力军”作用，高质量推动国家重大科技专项任务，在构建新型电力系统中积极作为。要服务国家战略，以更好地融入高质量共建“一带一路”、贡献国家电投绿色低碳方案为重点工作。2024年在清洁发展方面的工作目标是，优化投资结构，重点满足核电、水电、清洁能源大基地，以及保供煤电等项目投资需求。
同日，漳州发展公告称，公司全资子公司福建漳发新能源投资有限公司与华能（漳州）清洁能源有限责任公司共同出资设立华能（漳浦）光伏发电有限责任公司，合资公司注册资本1.7亿元，其中，华能漳州公司认缴1.36亿元，持有80%股权；漳发新能源认缴3400万元，持有20%股权。合资公司将作为华能漳浦东坂80MW渔光互补光伏电站项目和华能漳浦石埕38MW渔光互补光伏电站项目公司。
华能集团还提到，集团今年将持续用力推进绿色低碳转型，大力推动基地型规模化开发，加快以新能源和核电为重点的战新产业发展，优化发展火电，加大国际化开发力度，聚焦构建新型电力系统。
中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受《国际金融报》记者采访时表示，新能源是未来最确定且属于新质生产力的产业，央国企大举投资相关业务也是从市场出发的主动选择。目前，央国企方面存在资金成本相对较低、地方合作顺畅等优势，能够更好地带头构建风电、太阳能发电大基地。而民营企业更为灵活，未来或将在创新层面和细分赛道上发挥更多优势，例如分布式光伏领域等。
风险与前景并存
随着绿色低碳转型整体提速，新能源赛道前景大好。据中国电力企业联合会预计，2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦。到2024年底，新能源发电装机规模将达到13亿千瓦左右，首次超过煤电，占总装机比重上升至约40%。
在新能源高渗透率前景下，其发展难度也在不断提升。综合多位行业人士意见来看，以新能源消纳、电价下行、电力系统安全为代表的三大风险不容忽视。
首先是新能源消纳压力。4月2日，全国新能源消纳监测预警中心公布了2024年2月全国新能源并网消纳情况。具体来看，2月全国光伏发电利用率为93.4%，环比下降4.7%，这也是光伏利用率首次跌破95%。
就在不久前，中国电力科学研究院新能源研究中心新能源调度运行室主任张金平在“2024光伏市场发展论坛”上预测，2024年中国新能源利用率可能降至95%以下，2025年还将进一步下降，2030年整体利用率或将降至90%左右。
据了解，由于电力系统接纳新能源能力受电源、负荷、网架等多种因素限制，风光受电力系统运行灵活性的限制，所以当新能源装机占比提升、电力供应超过负荷需求时，为保障电力系统实时平衡，会产生新能源消纳受限的问题。
张金平认为，按照现有的装机量趋势测算，预计到2025年底，全国新能源累计装机将突破14亿千瓦，提前实现2030年风光总装机12亿千瓦的目标，届时，新能源的利用率将继续面临下滑风险。
其次是电价下行，发电企业盈利难。国家电力投资集团营销部副主任唐俊此前表示，随着新能源逐步进入电力现货市场，相比过去的固定电价，以光伏为典型，其电能量收入很可能显著下降。
中国电力企业联合会也曾指出，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后的价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等因素，新能源在市场中面临价格震荡、曲线波动、偏差考核等多重风险。
去年五一期间，由于风光发电量大增，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷，山东电力现货市场有两天内共出现了连续22个小时的负电价。广东、山西等地电力市场也曾出现“地板价”“零电价”。这意味着发电企业不仅不能靠卖电盈利，还需要支付一定的费用给电网或用电方，以将电力卖出。
最后，还存在新能源发电随机性、波动性带来的电力系统安全风险。中国电力科学院高级工程师罗魁认为，目前电力行业，尤其是电网方面已有高度认知，且对策研究较多，但仍然处于破解难题阶段。但对于极端天气下发电不足导致的供电安全风险，各方面认识远远不够，国家体制性、战略性的应对也几近空白。针对新兴能源基础设施的安全防控，气候变化对基础设施安全风险的影响，特别是围绕沿海城市的研究和考虑，当下还有所欠缺。
见习记者：程梓欣
编辑：王丽颖
责任编辑：毕丹丹
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