国信证券研究报告深入分析了新能源发展面临的消纳与电价双重挑战。2024年以来弃风弃光率有所上升，部分地区电力现货市场出现负电价。新能源市场化交易电量占比从2022年的38.4%提升至2023年的47.3%，光伏上网电价呈明显下降趋势，风电电价相对平稳。资源与需求空间逆向分布、新能源出力与用电负荷时间错配是核心矛盾。国家已出台多项政策促进消纳改善，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%，适度放宽消纳约束。
弃风弃光率回升的深层原因
2024年以来，全国新能源弃风弃光率呈现上升趋势。弃风率从2021年的约3%回升至2024年部分月份的5%以上；弃光率同样有所抬升。这一趋势的背后是结构性矛盾的加剧。
空间错配是首要因素。我国风光新能源资源主要集中在西部（新疆、甘肃、青海、内蒙古等），而电力需求中心在东部沿海地区。跨省跨区输电通道建设滞后于新能源装机增长，导致西部部分地区风光大发时段电力供过于求。
时间错配加剧矛盾。光伏发电出力集中在中午时段，而用电负荷高峰在早晚，导致午间光伏大发时电力过剩、电价走低。风电出力受天气影响大，波动性强，给电网调度带来挑战。
国家政策已做出调整。国务院《2024-2025年节能降碳行动方案》明确在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%，较此前的95%消纳红线有所放宽，适度缓解消纳压力。
电价下行：光伏承压，风电平稳
新能源参与市场化交易是电价下行的核心原因。2023年新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源发电量47.3%，同比增加8.9pct。国家发改委要求2030年新能源全面参与市场交易，未来市场化比例将持续提升。
风光电价走势明显分化。从上市新能源发电公司数据看，风电上网电价较为平稳，主要因风电出力时点较为均匀，受市场化交易影响相对较小。光伏上网电价自2022年后明显下降，原因在于：平价项目装机增加拉低平均电价；光伏出力集中于午间谷电时段，市场化交易电价偏低；部分地区电力供需宽松进一步压低电价。
西部地区部分省份要求新能源参与市场化交易且执行峰谷电价机制。宁夏要求新能源暂按不低于上年上网电量40%参与年度交易；甘肃新能源企业峰谷各段交易价格不超过交易基准价；青海光伏发电峰谷电价在平电价基础上分别上浮不低于63%、下浮不低于20%。在光伏发电出力较大的午间谷电时段，电价下浮幅度较大。
政策应对：消纳改善与收益保障
国家密集出台政策促进新能源消纳改善和收益保障。2024年7月《加快构建新型电力系统行动方案》提出提高在运输电通道新能源电量占比、打造系统友好型新能源电站、探索算力电力协同布局等举措。2024年8月《配电网高质量发展行动实施方案》加快配电网改造升级，提升分布式新能源承载力。
绿电、绿证交易为新能源提供环境溢价。2024年1-8月绿电交易电量1775亿千瓦时（+223%），绿证交易超2亿张（+近5倍）。绿电交易较燃煤标杆电价存有溢价，体现环境价值。国家政策首次将绿证交易纳入省级政府考核，并明确绿证与节能降碳政策衔接。
可再生能源补贴有望逐步发放。国家电网可再生能源电价附加补助资金持续转付，新能源发电企业应收账款高企问题有望缓解。大唐新能源应收账款/市值达132%、上海电力85%、金开新能67%、太阳能61%，补贴发放将显著改善相关企业现金流和财务状况。
主要新能源发电公司应收账款情况| 公司 | 市值（亿元） | 应收账款余额（亿元） | 应收账款/市值 |
|---|
| 大唐新能源 | 155 | 205 | 132% |
| 上海电力 | 291 | 248 | 85% |
| 金开新能 | 119 | 80 | 67% |
| 太阳能 | 208 | 127 | 61% |
| 吉电股份 | 167 | 101 | 60% |
投资启示：分化中的机会
新能源消纳和电价挑战下，投资逻辑需从“量的增长”转向“质的选择”。风电项目因电价相对稳定，收益率确定性更高；光伏项目需关注消纳条件好、市场化交易折价小的区域。具备绿电环境溢价能力、补贴发放预期强的企业更具配置价值。
海上风电是重要结构性机会。沿海省份消纳条件好、电价水平高，海上风电项目利用小时数高，盈利性好。截至2023年底海上风电累计装机3729万千瓦（+22.4%），各省“十四五”规划装机规模较大，江苏、广东、福建等省为重点区域，长期增长空间较大。
