【Energy Connects网 2月19日报道】

中国可再生能源发展空前繁荣，但目前正面临一项新挑战，政府出台的相关规定将让市场来决定新建风能和太阳能发电的价格。

这一规定自6月1日起实施，新规可能会减缓清洁能源装机容量的增长，不过其影响程度较小，还不足以威胁到中国作为全球最大风能和太阳能发电装机国的地位。消费者将受益于更低的电价，但储能供应商可能不得不应对更大的不确定性。  

自十多年前中国可再生能源行业开始迅速扩张以来，该行业一直深受政策变化的影响。中国政府一直在努力平衡多个目标，既要努力减排，又要确保能源安全，同时推动电力系统向更加市场化的方向发展，这些目标有时会相互掣肘。

2023年中国近一半的风能和太阳能发电是在公开市场上销售的，而2019年这一比例还不到10%。其余部分则按照与煤炭基准价格挂钩的固定价格出售，煤炭是中国的主要电力来源。为全面落实新规，中国政府正在加速推进原本计划在本世纪20年代末完成的改革。

蓝涛亚洲咨询公司（Lantau Group）的顾问余德伟（David Fishman）在领英上发布的一篇文章中指出：“尽管发电商自身在电力销售方面获得的保障减少、面临的市场不确定性增多，但中国的政策制定者成功地平衡了去碳化和市场化这两大并行目标，使装机容量增长创下了纪录。最新政策调整延续了这一趋势。”

中国作为全球最大的二氧化碳排放国，或许已经达到了碳排放峰值。倘若如此，世界在减缓全球变暖方面可能会处于更有利的位置，这也是《联合国气候变化框架公约》第29次缔约方大会（COP29）的核心议题。不过，这其中也存在一个问题。

净零排放

自中国的可再生能源开发商崭露头角以来，他们一直都在应对行业的兴衰起伏。在习近平主席于2020年宣布中国将在四十年内实现净零排放之后，这些开发商迎来了新的利好局面。2023年，中国新增的风能和太阳能发电装机量超过了世界其他国家的总和。这导致越来越多由风力涡轮机和太阳能板产生的电力被浪费，但这一浪费的规模相比于之前的行业低谷期要小得多。

开发商始终致力于降低成本，使更多清洁能源能够以更具市场竞争力的价格取代煤炭。根据相关数据，从2022年到2024年上半年，公开市场上销售的太阳能和风能的平均价格分别约为每兆瓦时210元（29美分）和250元，而煤炭的价格则超过450元 。

可再生能源仍将得到一定程度的政策保护。对于6月1日前建成的项目，与电网已有的协议将成为电网接入量和电价的保底依据。对于在该日期之后的项目，各省将对电网容量（即电网的使用空间）进行拍卖。拍卖中的最高中标价将设定为执行价格，并且电网将确保开发商在一定年限内按此价格获得补偿。

惠誉评级（Fitch Ratings）的分析师Diana Xia和Penny Chen在一份研究报告中称，很多项目可能会赶在截止日期前匆忙完工，以符合现有保护政策的条件。

在此之后，尽管预计装机量会有所放缓，但更多取决于各省设定的执行价格和支付条款。据摩根士丹利（Morgan Stanley）的一份报告显示，政府机构国家发展和改革委员会能源研究所预计：今年的装机量约为320吉瓦，截止到2030年，年装机量约保持在300吉瓦，2024年的装机量为356吉瓦。

储能领域

电池储能系统将面临更多的不确定性。新规定不再要求风力和太阳能发电厂配置一定规模的储能设施来匹配发电量。尽管这一政策曾推动了储能电池的销售，但也招来了不满，因为大量储能系统已安装完成，但由于缺乏激励措施，系统大多处于闲置状态，造成了过多的闲置容量。

花旗集团（Citigroup Inc.）的分析师Pierre Lau等人在一份报告中指出，取消强制安装储能系统的要求，可能会对储能需求产生负面影响，这也会对电池系统制造商造成影响。

不过从长远来看，向更加自由化的电力市场转型，应该会让储能系统更具吸引力。对于太阳能发电而言，考虑到白天电价较低，而晚间电价较高，两者之间的价差可能会进一步拉大，因此对储能系统的需求将会更大。

绿色电力

从更长远的角度来看，通过允许签订与执行价格挂钩的多年期电力采购协议，可再生能源装机量也有望再度迎来蓬勃发展。此类协议在中国以外的地区颇受欢迎，因为它们能让开发商的收入有保障，同时也使购买电力的企业或机构等买家将其产品宣传为零碳产品。

新能源财经分析师Shannon Dong表示，这类协议在中国相对少见，因为市场的波动性使得各方很难就长期电价达成一致。新的执行价格可以作为谈判的起点，让开发商有机会增加收入。

反过来，买家也会因购买绿色电力而获得相应的认可。例如，对于那些寻求向欧盟出口产品的制造商来说，这可能会成为一个优势，因为他们无需支付欧盟将于明年开始征收的碳税。