一、2023年一年，超过“十三五”期间五年新增装机！

  面对如此骄人的成绩，光伏行业，无论是上游制造端还是下游光伏项目投资企业，都是“忧”大于“喜”！为什么？

  上游光伏制造端，正面临前所未有的价格战！从最近几家上市公司的年报来看，个别环节，即使是行业龙头，2023年4季度也难免陷入亏损的境地！而2024年1季度，光伏产品价格水平更低，也意味着更多企业陷入“卖的越多、亏损越多”的怪圈！

  下游光伏投资企业，实际上也并不轻松！上游的流血式降价，刺激了短期的装机猛增，但也引发了“多米诺骨牌”效应，市场一连串的变化，消纳压力陡增、土地成本上涨、市场化交易面临的电价下降风险，也让投资企业面临前所未有的压力！

  二、新能源项目的消纳压力陡增！

  2020年，国家电网、南方电网、蒙西电网曾给出，在保证消纳率情况下，2020年全国风电、光伏发电合计新增消纳能力85.1GW（风电36.65GW、光伏48.45GW），仅为2023年新增规模的29%！（详见《全国新增消纳空间：风电36.65GW、光伏48.45GW》）

  IEA曾把风电、光伏项目的发电量在总发电量中占比分为6个阶段。2023年的数据尚未公布，但截止到2022年底，已经有15个省位于第三、第四阶段，这也意味电网承受的供需平衡压力非常大！具体如下图所示。

  2023年，全国的风电、光伏累计装机分别增长20.7%、55.2%，风、光的发电量预期在1.45万亿度左右，在总发电量中的占比预期在15.5%左右，比2022年高出近2个百分点。而部分省份的压力增长会更大！

  根据公开消息，截止2023年12月10日，新疆风电、光伏新增装机分别为522万千瓦、1490万千瓦，云南2023年新增集中式风电、光伏装机规模分别为618万千瓦、1434万千瓦。2023年的光伏新增装机均超过了过去十几年的累计值。具体如下表所示。

  表：新疆、云南两省新能源装机情况对比（单位：万千瓦）

  （详见《青海、新疆、云南、山东：2023年光伏新增超50GW！》）

  1、电力系统灵活性资源需求快速增长！

  新能源项目如此快速的新增装机速度，远远超出当地的电力需求增长，消纳压力也会成倍增长。只不过，无论是风电还是光伏，新增装机主要集中在2023年4季度，考虑到2个月的调试时间，真正的消纳压力，要到2024年3、4月份才会逐渐显现。

  与此同时，尽管配储一直被社会各界诟病，但电网公司对新能源项目的配储的要求越来越高。根据国家能源局最新发布数据，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计规模为3139万千瓦/6687万千瓦时，而2023年当年新增装机规模就达到2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长260%！这也体现了电网对于灵活性资源需求的迫切性。下表统计了部分省份对于新能源项目配储的要求。

  除了灵活性资源，2023年还给予水电、火电容量电价，保证他们能给电网提供灵活性资源。

  2023年5月15日，国家发改委发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，核定在运及2025年底前拟投运的48座抽水蓄能电站容量电价，平均值为471.05元/kW。

  2023年11月8日，，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，给予合规在运的公用煤电机组容量电价，煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；2024～2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。

  （详见《国家发改委：抽水蓄能容量电价，平均471元/kW》、《煤电容量电价机制正式建立！覆盖运营成本30%~50%！》）

  随着电力市场化交易的推进，辅助服务市场的完善，电网对于新能源电量的消纳肯定会越来越好。然而，短期的困境是不可避免的。同时，新能源项目，也必将承受“辅助服务”的成本！

  2、电力系统灵活性资源需求快速增长！

  同时，2023年下发的项目指标中，也呈现出明显的“消纳”导向。

  一方面，国家级的新能源大基地项目，主要靠配套的“特高压”外送通道。因此，大基地项目的建设，都是按照“三位一体”的模式，即“新能源项目、调峰的煤电、特高压通道”要同步投入使用。在后两者未落地之前，新能源项目很难单独建设。

  另一方面，省级下发的指标，以“市场化并网”为主，要么自带用电负荷，自带煤电调峰资源。

  2023年，湖北、山西、安徽、贵州等许多省份下发的项目指标，都是“煤电灵活性改造配套新能源项目”。

  12月6日，山西省能源局公布《2022年支持新能源产业发展风电光伏发电建设规模评审结果》，规模共计3.72GW，其中新能源产业链企业11个家，总投资额达70.39亿元，安排规模2.76GW；煤电调峰能力建设企业6家，安排0.96GW。

  1）贵州省：（煤电调峰能力 - 50%）*2=风电、光伏项目指标

  2023年11月2日，贵州省能源局下发《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》，就“推动煤电新能源一体化发展”征求意见，文件提出：风电、光伏项目新增指标、清理出来的指标，优先分配给煤电企业；原则上新增新能源建设指标不占用公共调节能力。对开展灵活性改造的按照（煤电调峰能力 - 50%）*2的比例，配置风电、光伏项目指标。（详见《新能源指标？靠煤电！》）

  2）山西省：给煤电调峰能力单独安排0.96GW指标

  2023年12月6日，山西省能源局公布《2022年支持新能源产业发展风电光伏发电建设规模评审结果》，规模共计3.72GW，其中新能源产业链企业11个家，总投资额达70.39亿元，安排规模2.76GW；煤电调峰能力建设企业6家，安排0.96GW。

  3）安徽省：建煤电，送风、光项目指标！

  2024年1月9日，安徽省能源局印发《关于做好支撑性煤电项目配套风电和光伏项目建设工作有关事项的通知》，文件提出：鼓励煤电项目投资主体与其他企业合作建设配套风电和光伏项目，其中煤电项目投资主体控股建设的装机规模累计不低于煤电项目配套总规模的 50%。煤电项目所在市应优先保障煤电项目配套风电和光伏开发资源，鼓励其他市积极为煤电项目配套风电和光伏开发资源。所有为煤电项目配套风电和光伏项目的市，均按实际下达风电和光伏项目建设规模的30%给予奖励。

  4）内蒙古：获得新能源指标的六种模式

  以内蒙古为例，2023年下发的全部项目指标，均以六种形式下发，包括通过1）源网荷储一体化、2）风光制氢一体化、3）燃煤自备电厂可再生能源替代、4）园区绿色供电、5）火电灵活性改造、6）全额自发自用等6种市场化消纳新能源方式，推动重点产业和重点园区用能高比例绿电替代，提升新能源就地消纳能力。

  5）新疆：七种获得大基地项目指标路径

  新疆自治区发改委下发的《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》，给出了新疆地区7种获得新能源项目指标的路径，如下表所示。2023年，新疆获得项目的方式基本为路径2~7，即市场化方式。

  三、土地成本增长、可用土地性质受限，都难！

  近几年，光伏项目的土地租金日益上涨。即使作为国家级工程的“沙戈荒”新能源大基地项目也不能幸免。

  以2017年国内第二批领跑者项目为例，土地租金一般按照200~300元/亩/年收取，部分项目征收标准如下。

  青海德令哈：天然牧草地，土地租金平均256.5元/亩/年；

  内蒙古达拉特旗：均为未利用地，土地租金不高于300元/亩·年；

  山西大同：农用地、未利用地、灌木林地、宜林地、非林业用地均有，各类土地总用地成本低于200元/亩·年。

  吉林白城：以未利用地为主，租金为200元/亩·年；

  山西寿阳：租金未利用地按150元/亩·年、耕地、园地、现状建设用地等三类用地土地流转费超出200元/亩·年的部分，由县财政负责补贴（对这三类用地，基地用地企业也按200元/亩·年标准执行）

  全部项目的征收标准，详见《投标前应了解的13个领跑者基地的关键信息》。

  如今，以某“沙戈荒”大基地项目为例，在沙漠腹地开展的“光伏治沙”项目，当地政府的土地租金已经上涨到950元/亩/年。按照现有的组件效率，相当于每年2.5分/W的土地租金，20年相当于0.5元/W。如果再考虑沙漠治理成本、未来绿化成本，土地成本就要有0.6~0.7元/W。

  沙漠的土地租金尚且如此，省内的项目土地租金就更高了。以四川的光伏项目招标为例，项目所涉及土地的相关费用主要分两类，征地费用和土地税费，不同的县、不同地类，收费标准不同，8个项目的收费标准大致如下

  1）征地费用

  2）土地税费

  详见《四川阿坝：开展3.1GW光伏项目竞配！》

  土地成本越来越高，也让高效组件越来越受欢迎。如果说土地租金的上涨还是有解决方案的，对于东部许多光伏项目而言，“土地性质不符合要求”可能就是无解的问题，只能放弃开发了。

  2022年9月16日，河北发改委正式印发《关于公布风电、光伏发电项目调整意见的通知》，对受用地政策调整、疫情等因素影响无法继续实施或按期并网的项目进行了调整。3个2021年保障性并网光伏项目被取消，规模总计为350MW。需要注意的是，三个光伏项目均为农光互补类项目，如下表。

  3）安徽省

  2022年10月25日，安徽省能源局印发《关于拟收回建设规模的风电和光伏发电项目（第一批）的公示》，包含3个光伏项目，规模257MW，全部为渔光互补项目。

  4）贵州省

  2024年1月5日，贵州省能源局发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第二批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目逾期或不能实施的项目进行清理，包含36个光伏发电项目，规模合计335.7万千瓦。从本次清理的光伏项目来看，36个光伏项目几乎全部为农业光伏项目。

  2024年1月22日，广州发展的公告中也明确，公司在贵州的350MW光伏项目，因国家土地政策调整，土地无法满足公司的投资需求，项目终止。详见《350MW农光互补项目，因土地原因终止》

  5）陕西省：国家大基地项目因土地问题延迟

  2024年1月25日，陕西省发改委印发《关于新能源基地项目延期并网的通知》，通知表示：

  新能源基地开展以来，各市及相关企业积极办理前期手续，大力推进项目开工建设，基地建设取得了一定的进展，部分项目已经并网发电。但是，仍有部分项目受国家土地林草政策变化、冬春施工扬尘等生态风险原因，尚未建成投产。

  可见，光伏项目不仅将面临土地租金日益上涨的压力，还要面临可用土地越来越少的困境！

  西部地区有土地，但当地用电负荷有限，项目开发全靠特高压通道；

  东部地区有消纳，但可用的土地极其有限，且对“光伏+”项目的要求越来越严格。

  四、未来充满不确定性的上网电价

  煤电的度电成本，主要取决于煤炭的成本，所以之前煤炭的定价一直采用“煤电连动”的方式。因此，煤电的度电成本主要取决于投产后的运营成本。

  风电、光伏项目，由于不需要燃料，运营成本极低。大型地面光伏电站项目，年运营成本可以低至1.5分/W，甚至低于之前说的土地租金。因此，风电、光伏项目的度电成本，主要取决于初始投资。

  这是煤电与风、光参与市场化交易，面临风险最本质的不同。

  市场化交易下，电能量价格的随时变动。

  对于煤电，可以根据当时的煤炭价格来决定是否发电，价格低于成本可以不发；

  而对于风电、光伏项目，未来一旦价格低于度电成本，投资商是没办法回到从前，决定项目不投资！

  因此，风电、光伏跟煤电无差别的参与市场化交易，就相当于要求投资者在投资决策前就要准确预测未来20年，市场化交易下的逐时电价水平，这根本是不可能的！

  如果说光伏项目的上网电价完全不确定，也不够准确。

  根据国外电力市场的经验，以及最近三年的国内试点省份的电价来看，随着光伏渗透率的提高，光伏项目的综合上网电价一定是越来越低的。

  下图是美国加州2015~2022年的电力市场交易曲线。随着光伏装机的增加，低谷电价越来越深，时间越来越长。

  最近，云南、广西、甘肃、河南等省份也公布了2024年的新能源电量参与市场的原则，如下表所示

  表：四省新能源最新电价政策

  可以看出，相对于之前的“煤电基准价”而言，参与市场化交易的光伏项目，综合的上网电价几乎是确定性下降的。然而，随着光伏渗透率的提高，能降低到多少？这个现在谁也说不准。

  实际上，除上述四省之外，山西等省份新能源项目大比例参与市场化交易，实际上网电价也大幅下降。

  除地面电站之外，部分分布式光伏占比高的省份，分布式光伏也逐渐开始参与市场化交易，也将面临相同的电价下降风险！

  从最近三年国内试点省份的市场化交易政策来看，交易政策几乎每年都变，光伏的上网电价也每年都变。

  以一个确定投资、确定的度电成本，去博未来不确定的上网电价，投资风险实在太大！作为一个投资收益率只有6~7%的基础能源项目而言，收益和风险是不对等的。

  五、结语