新能源发电项目正面临收益率下滑的严峻挑战。合理保障新能源收益，需稳妥推动新能源参与电力市场。关键在于完善新能源消纳和调控政策措施，既要加快新能源配套电网项目建设，又要提升系统调节能力。

　　合理的收益水平是新能源可持续发展的前提。全国能源工作会议提出，完善新能源消纳和调控政策措施，稳妥推动新能源参与电力市场，合理保障新能源收益。这一表述传递出明确信号，通过一系列科学的制度安排，补上新能源配套软硬件短板，全力稳定新能源发电项目收益，将成为下一阶段重点工作。

　　新能源发电项目正面临收益率下滑的严峻挑战。虽然我国新能源装机一路高歌猛进，但当前下游新能源发电企业的日子并不好过。今年以来，多家大型发电企业新能源板块出现了增量不增利的情况，新能源发电收益普降。尤其一些光伏发电项目，收益水平甚至跌破了企业对投资收益率的最低要求。受收益风险影响，发电企业对于新能源项目投资更为谨慎，申报光伏项目指标规模明显下降，项目“圈而不建”的情况再次出现。

　　按理来说，随着上游新能源设备价格持续下跌，新能源电站建设成本下降，新能源发电项目应该取得更好收益，为何结果却不尽如人意？核心原因是上网电价和电量也在同步下滑。

　　先看电价。考虑到新能源发电规模不断壮大，度电成本持续降低，市场竞争力显著增强，我国逐步将新能源发电从过去全额保障性消纳，调整为保障性消纳和市场化消纳并行，且市场化消纳占比持续走高。市场化条件下，发电企业不再享受旱涝保收的稳定上网电价；尤其“双碳”目标提出后，新能源装机呈爆发式增长，市场竞争加剧，部分省份交易电价持续下降，一些地区电力现货市场甚至出现负电价，再加上政府补贴逐渐退坡和退出，导致新能源发电项目收益下降。

　　再看电量。尽管新能源装机容量快速增长，但电力系统消纳能力并未及时跟上。一方面，调节电源和输电通道建设周期远长于光伏、风电，一定时期的滞后在所难免；另一方面，由于市场存在严重的“激励错位”问题，电力企业和地方政府普遍热衷于推动新能源发电项目开发，较为忽视收益不佳的储能、负荷侧管理等系统灵活性资源建设。两者共同导致新能源发电能力超出系统接纳能力，出现弃风、弃光现象。电站发电小时数下滑，收益自然无法保障。

　　为实现向国际社会承诺的“双碳”目标，加快经济社会发展全面绿色转型，增强新能源产业核心竞争力，我国还需要继续大规模发展新能源，稳规模、稳投资、稳预期迫在眉睫。合理保障新能源收益，既可吸引更多资本投入新能源领域，推动新能源技术研发和应用，加速新能源产业发展，创造更多就业机会，又有助于推动能源结构优化，实现可持续发展，进一步巩固能源安全。

　　合理保障新能源收益，关键在于完善新能源消纳和调控政策措施。只有全力保障新能源发得出、用得掉，才能实现高质量发展。既要加快新能源配套电网项目建设，优化接网流程，提升电网对新能源接入和消纳能力，并充分发挥电网资源配置平台作用，提升跨省跨区输电通道输送新能源比例；又要提升系统调节能力，对煤电机组进行灵活性改造，发展抽水蓄能、电化学储能等技术，增强电网对新能源波动的适应能力；还要加强新能源功率预测精度和主动支撑能力，提升新能源友好并网性能。

　　合理保障新能源收益，需稳妥推动新能源参与电力市场。电力市场化改革浪潮下，新能源入市是大势所趋，适应电力市场环境也是新能源走向成熟的重要标志。但新能源“靠天吃饭”，发用电时段往往不匹配，在高度竞争的电力市场中天生处于劣势。因此，对国家已明确价格政策的新能源项目，应严格落实全额保障性收购政策，切实保障新能源企业合法权益。同时，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，这有助于新能源企业锁定预期收益，规避市场波动风险。

　　在电力现货市场中，应借鉴国际经验，鼓励新能源项目以差价合约形式参与电力市场交易，以对冲新能源出力不可控性所带来的市场风险。长期看，要推动电力市场规则设计充分考虑新能源特点，并正常体现绿电环境价值，保障新能源参与市场有明确的投资收益预期，从而提振新能源行业投资积极性。

　　新能源大规模跃升式发展的一大关键，是保障新能源稳定收益。相信随着网架结构和电力系统调节能力的逐步增强，以及电力市场化交易和辅助服务市场的不断完善，新能源一定能够迈过收益下滑这道“坎儿”。