▲让改革势在必行的是，发电和电力输送、消纳之间的矛盾愈加突出。视觉中国/图

2024年4月的第一天，阮志军在一个聚集了近500人的能源行业交流群询问：电网不再统购可再生能源电量，具体会如何落地?

阮志军在浙江萧能售电有限公司担任副总经理，按照新的监管办法，他所在的售电公司将有机会直接向发电企业购买绿电。

当天，国家发改委发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式施行，可再生能源上网电量被划分为保障性收购电量和市场交易电量。

由太阳能、风能等可再生能源发出的电被称为“绿电”。 这一文件将取代当前正在执行的《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，该办法由原国家电力监管委员会于2007年发布，已实施17年。

按照此前的办法，除大中型水力发电外，可再生能源发电机组不参与上网竞价，由电网全额收购。新的办法意味着打破电网统购，部分电量进入市场交易、形成市场价格。

新政在业内引起广泛讨论。阮志军的问题一抛出，各地做发电、售电的同行在群里纷纷发表看法，猜测新政对自身业务的影响。

也有人已有动作。新的监管办法实施后，一位浙江的光伏电站投资人找到阮志军，希望能和他的公司签订售电合同。“要求我们给他盖章，证明可以收购他的电量。如果没有这个东西，当地电网公司就不给办接入了。”

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉南方周末记者，2007年开始实施的电网全额收购，主要是为了鼓励绿电发展，当时绿电在整个电力结构中所占比例还比较低。但随着近年来产能大幅提高，再由电网全额收购压力较大。

国家能源局数据显示，截至2023年12月底，全国可再生能源发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%，历史性地超过火电。全国可再生能源发电量近3万亿千瓦时，接近全社会用电量的1/3。

在此背景下，绿电市场化步伐加快。2022年1月，发改委、国家能源局联合发文，提出2030年要基本建成全国统一电力市场，新能源全面参与市场交易。此次打破电网统购统销，成为关键一步。

“投资人比较慌”

“光伏电站投资人比较慌。”阮志军告诉南方周末记者，新政一出，可再生能源发电站受到直接影响，发展较快的光伏电站首当其冲。不少投资光伏电站的朋友来向他咨询情况。

2019年发改委要求新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，这意味着此次新政将主要影响分布式光伏电站。这类电站一般规模较小，多由民营企业投资，近年来发展快速。

国家能源局公布的数据显示，2023年光伏电站新增并网容量21630万千瓦，其中分布式光伏占比约45%，分布式光伏新增装机是2022年的1.8倍。

阮志军介绍，以往电网统购绿电是按照火电的上网标杆电价来算，投资人也据此测算盈利模型，未来的收益相对可控。进入市场化交易则意味着电价存在波动，投资不确定性增加。他的一位朋友原本准备在云南投资光伏电站，新政出台后暂停了计划。

“对投资方来说确实不利。以前比如广东的上网电价是4毛5分钱，我按这个价格测算电站整个生命周期的投资，多长时间能回本、能赚多少钱，现在就能算出来。这个政策（施行）之后就算不出来了。”顾林向南方周末记者举例。

他在浙江一家可再生能源公司担任电站投资部总经理，公司在广东投资了多个光伏电站。他判断，新政之后，不仅收益难以预测，在发电量大的地区，绿电进入市场化交易后价格可能还会降低。

2017年顾林在河南投资建设了79个光伏电站，耗资四百多万元。当时测算四年左右能收回成本，投资回报率超过20%。但随着河南大量建设光伏电站，2023年当地开始限制光伏发电，有时顾林的电站一天要限电两个小时。

“发得太多了，光伏井喷式大爆发。”顾林估计，进入市场化交易后，河南的绿电价格可能会降低，发电站的投资回报率也会下降。

河南省能源规划建设局公布的数据显示，2023年1-10月，全省新增屋顶光伏1100万千瓦，新增规模居全国第一。

新的监管办法并未明确规定绿电的保障性收购电量和市场交易电量各占多大比例。

九州能源有限公司董事长张传名向南方周末记者分析，具体比例可能由各地根据发电能力和消纳能力确定。

张传名曾在南方电网工作多年，至今已在电力行业从业近30年。在他看来，绿电供不应求的省份，保障性收购比例可能较高，电价受新政影响不大；供过于求的省份则可能压低保障性收购比例，电价市场化后或将下降。

以西南省份为例，张传名介绍，当地可再生能源发电站装机量大，发电高峰期市场电价能低至以分为单位，但在电网全额收购保护下，依然按照火电标杆电价上网。

“地方政府降低电价的冲动很强。”张传名认为，地方政府一直希望能够形成电价洼地，吸引企业投资，拉动GDP增长，因此更有可能提高绿电市场交易比例，通过竞争降低电价。

顾林认为，这也将倒逼可再生能源发电企业降低成本，可能会挤出一部分企业，尤其是技术薄弱、资金不足的公司，“熬不过这个冬天”。