新能源发电量，是事关“双碳”实际成效的关键变量。

然而，华夏能源网（公众号hxny3060）却发现，在新能源发电量这件事上，两种流传最广的统计数据却闹出了“乌龙”。一个是业界广为引用流传的国家能源局数据，一个是国家统计局数据。

国家能源局给出的数据是，2024年水电（14239亿度）+风电（9916亿度）+太阳能发电（8341亿度）+核电（4449亿度）+生物质发电（2083亿度），没有给出总发电量和火电发电量。

国家统计局给出的数据是，2024年发电量（94181亿度）=火电（63437亿度）+水电（12742亿度）+风电（9360亿度）+太阳能发电（4190亿度）+核电（4449亿度）。

一方面，两者的风光新能源发电量有近5000亿度的差值。这主要是统计口径不同引起的。统计局口径的发电量，统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的工业法人单位，众多的分布式光伏、分散式风电、小水电等都没有纳入。

另一方面，能源局与统计局数据中的火电出现了近4000亿度（3944亿度）的差值。不知是何原因能源局把火电发电量算丢了4000亿度。

按照能源局的统计逻辑测算，2024年的总发电量为9.8万亿度，这与国家能源局公布的全社会用电量98521亿度高度吻合，应为较为可信的数据。而在9.8万亿度总发电量和其他水电、核电等发电量相对可信的情况中，能源局将火电算丢了近4000亿度，意味着风光发电量可能多算了近4000亿度。风光发电量被严重高估了，其中由以光伏为甚！

为何光伏发电量会被高估？光伏发电量的高估，是否意味着光伏利用率要远低于我们现在看到的数字？一场数据“冲突”的背后，其实是亟需引起重视的光伏利用率偏低问题。

光伏发电量被高估

从另一组数据也能看出新能源发电量，尤其是光伏发电量，被严重高估了。

在能源局口径下，2024年风电1千瓦单位装机的发电量，从2023年的2000度/千瓦下降到了1907度/千瓦。风电每千瓦发电量下降了近100度，与我们感受到的新能源消纳难题相比，风电的下降幅度实在是有些低了。但要和光伏比，则还是“小巫见大巫”。

2024年光伏1千瓦单位装机的发电量，仅仅是从2023年的942度/千瓦下降到940度/千瓦。也就是说，比风电消纳矛盾更加突出的光伏，其每千瓦装机的发电量几乎纹丝不动。

这与市场的体感是大相径庭的：2024年，无论是集中式光伏还是分布式光伏，午间限电停发几个小时的现象很普遍，央国企大举甩卖光伏电站，光伏项目一度被指“烂大街”，新能源指标向风电项目大幅倾斜……

现在数据说光伏利用率毫无变化，那上述市场体感要怎么去解释呢？难道市场主体们会无端端发神经？答案或许就是，能源局口径下的光伏发电量数据，被严重高估。

为何光伏发电量数据会被高估？

2月27日，“光伏行业2024年发展回顾与2025年形势展望研讨会”在北京举行。国网能源研究院全球能源互联网研究中心主任代红才演讲指出，随着新能源规模不断攀升，新能源利用率呈现不断下滑趋势，新能源消纳矛盾持续凸显。而136号文明确新能源参与市场但未能卖出的电量不计入利用率考核，官方公布的利用率会明显高于实际利用率，新能源尤其是光伏需要高度关注弃电问题。

也就是说，在统计时，新能源参与市场未能卖出的电量，仍被算作新能源发电量中。而实际上，这些电量被弃掉了，并没有实际使用。

若真是这样的话，2024年风电、光伏的真实发电量有可能低至1.43万亿度（风电9916亿度+光伏8341亿度-高估的3944亿度=14313亿度）。

值得注意的是，国家能源局公布的2023年的风光发电量恰恰也是1.43万亿度。也就是说，尽管2024年风光装机净增3.6亿千瓦，但是风光发电量绝对值却有可能与2023年相当。装机大幅增长之下，发电量却并未增长。

如此计算的话，截至2024年底，风电、光伏累计装机容量为14.1亿千瓦。风光新能源的单位装机发电量为1014千瓦时/千瓦。新能源利用率的下降可见一癍。

光伏利用率难题待解

光伏利用率低原因何在？

如果简单将问题全部归因于电网，电网企业肯定是满肚子委屈。光伏大发的中午时段，是用电低谷。随着光伏项目大干快上，很多地方都面临光伏超标，海量光伏竞相争抢“独木桥”。就算电网拼尽浑身解数，一时之间也难以找到与之相匹配的用电负荷。

当然，对于风光新能源装机的突飞猛进，电网企业甚至整个电力系统，也存在准备不足的问题。比如，2021年至今，电源投资增长极为迅猛，同期电网投资则严重滞后，无论是特高压还是配电网，都积累了大量的投资欠账。再比如，这几年频频提及的负荷侧需求响应，包括虚拟电厂等，都还处于概念阶段，落地推进缓慢，这些都限制着系统对新能源的消纳能力。

如果说电力系统的消纳能力建设没跟上是客观现实，那么，风光新能源的过快增长，也未始不是一大问题。

在各地方政府的积极推动下，新能源装机短短四年就从5.3亿千瓦增至14.1亿千瓦。地方政府一门心思上项目，装机有功。但新能源消纳能力不足的问题被忽视，只管大干快上建设项目，不管项目的真实收益。

新能源装机持续快速大规模增长，其发电量却增长乏力，如果问题迟迟得不到解决，将对产业发展形成严重负面影响。

第一个影响，是光伏项目投资收益率的持续下滑。

随着136号文发布，会有越来越多的新能源电量入市，低电价已经是板上钉钉。

目前，光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元/度，有的甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”；在中长期市场，光伏能获得的电价也已经滑落到了0.15元，且由于出力曲线的预测偏差，还要面临从现货市场高价买电履约的风险。

第二个影响，是电站项目的估值体系变了，电站资产不值钱了。

在收益预期骤然下滑影响下，电力央国企早已开始大肆甩卖光伏电站。2024年下半年以来，挂牌出售光伏电站的央国企明显增多。据不完全统计，截至目前，央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括：国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。

前不久，某投资商手中西北某省GW级光伏开发指标，接触了多家央国企竟无一愿意接手。有央企内部人士直言不讳称：目前光伏指标已经“烂大街了”，越来越多的新能源项目，内部过会都过不了。

第三个影响，是地方政府对新能源尤其是光伏项目的态度变了，从之前的“香饽饽”变得不受待见。

华夏能源网注意到，西北几省2024年下半年以来下发的新能源指标中，陕西光伏指标占比不足22%，甘肃的光伏指标占比低至10%左右；宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。

需要注意的是，光伏指标断崖式下跌，还不仅仅出现在风光资源丰富的西北省份，河北、山西、广西、湖南、湖北、贵州、以及内蒙古等，光伏指标占比较风电大幅走低，这一趋势正在越来越多的省份蔓延开来。

新能源三大调整

遏制并扭转新能源尤其是光伏单位装机发电量的下滑，有效稳定并提升新能源利用率，这不仅仅是新能源项目效益的问题，还是决定“双碳”前途命运的大事。

截至2024年底，中国的火电发电量绝对值仍在6.3万亿度以上，其系统占比仍高达64%以上。而“十四五”规划要求的二氧化碳排放降低18%的目标，大概率是完成不了了。

新能源装机高歌猛进增长与新能源发电量的增长乏力之间日益突出的矛盾，为中国的“双碳”转型敲响了警钟，中国需要对新能源发展模式进行反思，并迅速彻底做出相应的调整。

其一，抓住分布式光伏分散灵活、靠近用户的特点，大力推动分布式光伏“就近消纳、就地平衡”。‌

在目前的消纳能力水平上，中国的电力系统已经承载不了那么多的分布式光伏发电了。西北集中式光伏已经足够多，中东部分布式光伏需要错位发展。如果中东部的分布式光伏还是高度依赖上网甚至是跨区送电，只会有更多的光电被弃掉。

新近公布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定，一般工商业分布式光伏和大型工商业分布式光伏，取消全额上网模式，且政策也不再倾向于支持大型工商业分布式光伏余电上网了。这一重大政策转变，就是修正光伏发展模式的可喜一步。

其二，需要对各地盲目上项目的行为进行适当干预，整体一盘棋做好规划和布局。

过去几年，各地方政府积极推动新能源项目在本地区上马落地，当然是功莫大焉。但是，一味无序的、盲目的上马项目，在系统消纳能力建设还远未跟上的情形下，造成了严重的新能源过剩，带来了“堰塞湖”问题。

下一步，在继续发挥地方政府积极性的同时，也要有效约束地方政府的盲目性。需要进一步发挥主管部门的统筹规划作用，对不具备消纳基本条件、新能源已经严重超标地区的项目严格限制。

其三，从顶层设计上平衡好新能源发展速度与质量效益之间的关系。

从中央“推动新能源高质量发展”的精神出发，持续推动新能源装机增长当然重要，但如果装机猛增与发电量增长乏力的问题得不到解决，无疑就是不讲效益和浪费资源。因而，新能源高质量发展，首先就需要平衡好发展速度与质量效益的关系。

相比装机增速，更重要、更根本的是，电力系统消纳能力的提升。提升系统消纳能力，核心路径就是要加快步伐建设新型电力系统。目前已经越来越明显的是，老系统承载不了天量的新能源。

比如电网调度模式，煤电时代的调度模式是高度中心化的，国调指挥省调，省调指挥市调……高度中心化、自上而下、科层制、计划性。这样的传统调度模式，与分布式新能源格格不入。分布式新能源时代的电网调度，要求的是就地平衡、自下而上、双向互动。建设新型电力系统，需要彻底改革传统电网中心化、自上而下的调度模式。

2024年，德国风光新能源发电量系统占比已经突破了47%。德国能够做到的事，中国当然也能做到。“穷则变，变则通，通则久”，经过了模式反思和路径调整，中国新能源一定能走上高质量发展的康庄大道。

（图片来源：摄图网）