一、2023年一年，超過“十三五”期間五年新增裝機！
2023年，在光伏組件價格下降約50%的情況下，前兩年下發(fā)的國家大基地、各省項目指標積累的項目指標充分釋放，讓國內年新增裝機連續(xù)跨越1億千瓦、2億千瓦兩個臺階，達到2.17億千瓦！2023年一年的新增裝機，超過了國內“十三五”期間（2016~2020年）5年的新增裝機（2.1億千瓦）！
面對如此驕人的成績，光伏行業(yè)，無論是上游制造端還是下游光伏項目投資企業(yè)，都是“憂”大于“喜”！為什么？
上游光伏制造端，正面臨前所未有的價格戰(zhàn)！從最近幾家上市公司的年報來看，個別環(huán)節(jié)，即使是行業(yè)龍頭，2023年4季度也難免陷入虧損的境地！而2024年1季度，光伏產品價格水平更低，也意味著更多企業(yè)陷入“賣的越多、虧損越多”的怪圈！
下游光伏投資企業(yè)，實際上也并不輕松！上游的流血式降價，刺激了短期的裝機猛增，但也引發(fā)了“多米諾骨牌”效應，市場一連串的變化，消納壓力陡增、土地成本上漲、市場化交易面臨的電價下降風險，也讓投資企業(yè)面臨前所未有的壓力！
二、新能源項目的消納壓力陡增！
2020年，國家電網、南方電網、蒙西電網曾給出，在保證消納率情況下，2020年全國風電、光伏發(fā)電合計新增消納能力85.1GW（風電36.65GW、光伏48.45GW），僅為2023年新增規(guī)模的29%?。ㄔ斠姟度珖略鱿{空間：風電36.65GW、光伏48.45GW》）
IEA曾把風電、光伏項目的發(fā)電量在總發(fā)電量中占比分為6個階段。2023年的數據尚未公布，但截止到2022年底，已經有15個省位于第三、第四階段，這也意味電網承受的供需平衡壓力非常大！具體如下圖所示。
2023年，全國的風電、光伏累計裝機分別增長20.7%、55.2%，風、光的發(fā)電量預期在1.45萬億度左右，在總發(fā)電量中的占比預期在15.5%左右，比2022年高出近2個百分點。而部分省份的壓力增長會更大！
根據公開消息，截止2023年12月10日，新疆風電、光伏新增裝機分別為522萬千瓦、1490萬千瓦，云南2023年新增集中式風電、光伏裝機規(guī)模分別為618萬千瓦、1434萬千瓦。2023年的光伏新增裝機均超過了過去十幾年的累計值。具體如下表所示。
表：新疆、云南兩省新能源裝機情況對比（單位：萬千瓦）
（詳見《青海、新疆、云南、山東：2023年光伏新增超50GW！》）
1、電力系統靈活性資源需求快速增長！
新能源項目如此快速的新增裝機速度，遠遠超出當地的電力需求增長，消納壓力也會成倍增長。只不過，無論是風電還是光伏，新增裝機主要集中在2023年4季度，考慮到2個月的調試時間，真正的消納壓力，要到2024年3、4月份才會逐漸顯現。
與此同時，盡管配儲一直被社會各界詬病，但電網公司對新能源項目的配儲的要求越來越高。根據國家能源局最新發(fā)布數據，截至2023年底，全國已建成投運新型儲能項目累計規(guī)模為3139萬千瓦/6687萬千瓦時，而2023年當年新增裝機規(guī)模就達到2260萬千瓦/4870萬千瓦時，同比增長260%！這也體現了電網對于靈活性資源需求的迫切性。下表統計了部分省份對于新能源項目配儲的要求。
除了靈活性資源，2023年還給予水電、火電容量電價，保證他們能給電網提供靈活性資源。
2023年5月15日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》，核定在運及2025年底前擬投運的48座抽水蓄能電站容量電價，平均值為471.05元/kW。
2023年11月8日，，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯合發(fā)布《關于建立煤電容量電價機制的通知》，給予合規(guī)在運的公用煤電機組容量電價，煤電機組固定成本實行全國統一標準，為每年每千瓦330元；2024～2025年多數地方為30%左右，部分煤電功能轉型較快的地方適當高一些，為50%左右。2026年起，將各地通過容量電價回收固定成本的比例提升至不低于50%。
（詳見《國家發(fā)改委：抽水蓄能容量電價，平均471元/kW》、《煤電容量電價機制正式建立！覆蓋運營成本30%~50%！》）
隨著電力市場化交易的推進，輔助服務市場的完善，電網對于新能源電量的消納肯定會越來越好。然而，短期的困境是不可避免的。同時，新能源項目，也必將承受“輔助服務”的成本！
2、電力系統靈活性資源需求快速增長！
同時，2023年下發(fā)的項目指標中，也呈現出明顯的“消納”導向。
一方面，國家級的新能源大基地項目，主要靠配套的“特高壓”外送通道。因此，大基地項目的建設，都是按照“三位一體”的模式，即“新能源項目、調峰的煤電、特高壓通道”要同步投入使用。在后兩者未落地之前，新能源項目很難單獨建設。
另一方面，省級下發(fā)的指標，以“市場化并網”為主，要么自帶用電負荷，自帶煤電調峰資源。
2023年，湖北、山西、安徽、貴州等許多省份下發(fā)的項目指標，都是“煤電靈活性改造配套新能源項目”。
12月6日，山西省能源局公布《2022年支持新能源產業(yè)發(fā)展風電光伏發(fā)電建設規(guī)模評審結果》，規(guī)模共計3.72GW，其中新能源產業(yè)鏈企業(yè)11個家，總投資額達70.39億元，安排規(guī)模2.76GW；煤電調峰能力建設企業(yè)6家，安排0.96GW。
1）貴州省：（煤電調峰能力 - 50%）*2=風電、光伏項目指標
2023年11月2日，貴州省能源局下發(fā)《關于推動煤電新能源一體化發(fā)展的工作措施（征求意見稿）》，就“推動煤電新能源一體化發(fā)展”征求意見，文件提出：風電、光伏項目新增指標、清理出來的指標，優(yōu)先分配給煤電企業(yè)；原則上新增新能源建設指標不占用公共調節(jié)能力。對開展靈活性改造的按照（煤電調峰能力 - 50%）*2的比例，配置風電、光伏項目指標。（詳見《新能源指標？靠煤電！》）
2）山西?。航o煤電調峰能力單獨安排0.96GW指標
2023年12月6日，山西省能源局公布《2022年支持新能源產業(yè)發(fā)展風電光伏發(fā)電建設規(guī)模評審結果》，規(guī)模共計3.72GW，其中新能源產業(yè)鏈企業(yè)11個家，總投資額達70.39億元，安排規(guī)模2.76GW；煤電調峰能力建設企業(yè)6家，安排0.96GW。
3）安徽?。航弘?，送風、光項目指標！
2024年1月9日，安徽省能源局印發(fā)《關于做好支撐性煤電項目配套風電和光伏項目建設工作有關事項的通知》，文件提出：鼓勵煤電項目投資主體與其他企業(yè)合作建設配套風電和光伏項目，其中煤電項目投資主體控股建設的裝機規(guī)模累計不低于煤電項目配套總規(guī)模的 50%。煤電項目所在市應優(yōu)先保障煤電項目配套風電和光伏開發(fā)資源，鼓勵其他市積極為煤電項目配套風電和光伏開發(fā)資源。所有為煤電項目配套風電和光伏項目的市，均按實際下達風電和光伏項目建設規(guī)模的30%給予獎勵。
4）內蒙古：獲得新能源指標的六種模式
以內蒙古為例，2023年下發(fā)的全部項目指標，均以六種形式下發(fā)，包括通過1）源網荷儲一體化、2）風光制氫一體化、3）燃煤自備電廠可再生能源替代、4）園區(qū)綠色供電、5）火電靈活性改造、6）全額自發(fā)自用等6種市場化消納新能源方式，推動重點產業(yè)和重點園區(qū)用能高比例綠電替代，提升新能源就地消納能力。
5）新疆：七種獲得大基地項目指標路徑
新疆自治區(qū)發(fā)改委下發(fā)的《服務推進自治區(qū)大型風電光伏基地建設操作指引（1.0版）》，給出了新疆地區(qū)7種獲得新能源項目指標的路徑，如下表所示。2023年，新疆獲得項目的方式基本為路徑2~7，即市場化方式。
三、土地成本增長、可用土地性質受限，都難！
1、土地成本的上漲！
近幾年，光伏項目的土地租金日益上漲。即使作為國家級工程的“沙戈荒”新能源大基地項目也不能幸免。
以2017年國內第二批領跑者項目為例，土地租金一般按照200~300元/畝/年收取，部分項目征收標準如下。
青海德令哈：天然牧草地，土地租金平均256.5元/畝/年；
內蒙古達拉特旗：均為未利用地，土地租金不高于300元/畝·年；
山西大同：農用地、未利用地、灌木林地、宜林地、非林業(yè)用地均有，各類土地總用地成本低于200元/畝·年。
吉林白城：以未利用地為主，租金為200元/畝·年；
山西壽陽：租金未利用地按150元/畝·年、耕地、園地、現狀建設用地等三類用地土地流轉費超出200元/畝·年的部分，由縣財政負責補貼（對這三類用地，基地用地企業(yè)也按200元/畝·年標準執(zhí)行）
全部項目的征收標準，詳見《投標前應了解的13個領跑者基地的關鍵信息》。
如今，以某“沙戈荒”大基地項目為例，在沙漠腹地開展的“光伏治沙”項目，當地政府的土地租金已經上漲到950元/畝/年。按照現有的組件效率，相當于每年2.5分/W的土地租金，20年相當于0.5元/W。如果再考慮沙漠治理成本、未來綠化成本，土地成本就要有0.6~0.7元/W。
沙漠的土地租金尚且如此，省內的項目土地租金就更高了。以四川的光伏項目招標為例，項目所涉及土地的相關費用主要分兩類，征地費用和土地稅費，不同的縣、不同地類，收費標準不同，8個項目的收費標準大致如下
1）征地費用
2）土地稅費
詳見《四川阿壩：開展3.1GW光伏項目競配！》
土地成本越來越高，也讓高效組件越來越受歡迎。如果說土地租金的上漲還是有解決方案的，對于東部許多光伏項目而言，“土地性質不符合要求”可能就是無解的問題，只能放棄開發(fā)了。
2、土地性質的要求越來越 嚴格！
2022年9月16日，河北發(fā)改委正式印發(fā)《關于公布風電、光伏發(fā)電項目調整意見的通知》，對受用地政策調整、疫情等因素影響無法繼續(xù)實施或按期并網的項目進行了調整。3個2021年保障性并網光伏項目被取消，規(guī)?？傆嫗?50MW。需要注意的是，三個光伏項目均為農光互補類項目，如下表。
3）安徽省
2022年10月25日，安徽省能源局印發(fā)《關于擬收回建設規(guī)模的風電和光伏發(fā)電項目（第一批）的公示》，包含3個光伏項目，規(guī)模257MW，全部為漁光互補項目。
4）貴州省
2024年1月5日，貴州省能源局發(fā)布《關于清理貴州省“十四五”風電光伏發(fā)電建設規(guī)模第二批項目的通知》，對納入風電光伏發(fā)電年度建設規(guī)模項目逾期或不能實施的項目進行清理，包含36個光伏發(fā)電項目，規(guī)模合計335.7萬千瓦。從本次清理的光伏項目來看，36個光伏項目幾乎全部為農業(yè)光伏項目。
2024年1月22日，廣州發(fā)展的公告中也明確，公司在貴州的350MW光伏項目，因國家土地政策調整，土地無法滿足公司的投資需求，項目終止。詳見《350MW農光互補項目，因土地原因終止》
5）陜西?。簢掖蠡仨椖恳蛲恋貑栴}延遲
2024年1月25日，陜西省發(fā)改委印發(fā)《關于新能源基地項目延期并網的通知》，通知表示：
新能源基地開展以來，各市及相關企業(yè)積極辦理前期手續(xù)，大力推進項目開工建設，基地建設取得了一定的進展，部分項目已經并網發(fā)電。但是，仍有部分項目受國家土地林草政策變化、冬春施工揚塵等生態(tài)風險原因，尚未建成投產。
3、土地、消納的錯配
可見，光伏項目不僅將面臨土地租金日益上漲的壓力，還要面臨可用土地越來越少的困境！
西部地區(qū)有土地，但當地用電負荷有限，項目開發(fā)全靠特高壓通道；
東部地區(qū)有消納，但可用的土地極其有限，且對“光伏+”項目的要求越來越嚴格。
四、未來充滿不確定性的上網電價
1、度電成本決定因素的本質不同
煤電的度電成本，主要取決于煤炭的成本，所以之前煤炭的定價一直采用“煤電連動”的方式。因此，煤電的度電成本主要取決于投產后的運營成本。
風電、光伏項目，由于不需要燃料，運營成本極低。大型地面光伏電站項目，年運營成本可以低至1.5分/W，甚至低于之前說的土地租金。因此，風電、光伏項目的度電成本，主要取決于初始投資。
這是煤電與風、光參與市場化交易，面臨風險最本質的不同。
市場化交易下，電能量價格的隨時變動。
對于煤電，可以根據當時的煤炭價格來決定是否發(fā)電，價格低于成本可以不發(fā)；
而對于風電、光伏項目，未來一旦價格低于度電成本，投資商是沒辦法回到從前，決定項目不投資！
因此，風電、光伏跟煤電無差別的參與市場化交易，就相當于要求投資者在投資決策前就要準確預測未來20年，市場化交易下的逐時電價水平，這根本是不可能的！
2、確定的下降，不確定的是降多少
如果說光伏項目的上網電價完全不確定，也不夠準確。
根據國外電力市場的經驗，以及最近三年的國內試點省份的電價來看，隨著光伏滲透率的提高，光伏項目的綜合上網電價一定是越來越低的。
下圖是美國加州2015~2022年的電力市場交易曲線。隨著光伏裝機的增加，低谷電價越來越深，時間越來越長。
最近，云南、廣西、甘肅、河南等省份也公布了2024年的新能源電量參與市場的原則，如下表所示
表：四省新能源最新電價政策
可以看出，相對于之前的“煤電基準價”而言，參與市場化交易的光伏項目，綜合的上網電價幾乎是確定性下降的。然而，隨著光伏滲透率的提高，能降低到多少？這個現在誰也說不準。
實際上，除上述四省之外，山西等省份新能源項目大比例參與市場化交易，實際上網電價也大幅下降。
除地面電站之外，部分分布式光伏占比高的省份，分布式光伏也逐漸開始參與市場化交易，也將面臨相同的電價下降風險！
從最近三年國內試點省份的市場化交易政策來看，交易政策幾乎每年都變，光伏的上網電價也每年都變。
以一個確定投資、確定的度電成本，去博未來不確定的上網電價，投資風險實在太大！作為一個投資收益率只有6~7%的基礎能源項目而言，收益和風險是不對等的。
五、結語
