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對于光伏來說，“煎熬”的2023終于過去了。

然，進入嶄新的2024，波動的電價、飄忽不定的土地稅、卷土重來的限電，讓光伏行業(yè)倍感焦慮。

三大風險——電價、土地與消納！

據(jù)今年兩會發(fā)布的消息可以得知，在十四五期間，光伏行業(yè)仍然是我們經(jīng)濟的核心增長點，并且仍將保持200GW以上的高位運行狀態(tài)。

前景是美好的，但現(xiàn)實是殘酷的！

目前光伏行業(yè)遇到了前所未有的收益挑戰(zhàn)，尤其是近期國家出臺的幾個政策，幾乎如同將光伏行業(yè)架在火上烤，讓人倍感焦慮！

這其中的電價、土地、消納是2024年新涌現(xiàn)出來的三大風險源。

首先來說電價。

3月中旬，國家發(fā)改委簽署發(fā)布了新版《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，全額收購被重新定義，新能源全面入市的進程開始加速。年初以來，已經(jīng)有多個省份出臺了2024年電力中長期交易規(guī)劃，光伏參與電力市場化比例越來越高，電價越來越低。

以寧夏為例，根據(jù)《關于核定2024年寧夏優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃的通知》來看，光伏參與電力市場交易比例高達80%以上，再結合《關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知》，寧夏光伏發(fā)電時段為谷電價，而谷電價則不得超過燃煤基準價的70%，即寧夏光伏項目有80%的光伏電價上限為0.182元/度。對比2022年光伏市場化交易執(zhí)行不低于燃煤基準價的要求來看，寧夏光伏上網(wǎng)電價下降30%。

此外，甘肅2024也施行分時電價，11:00至17:00的光伏大發(fā)處于谷時段，電價為燃煤基準價的50%，即參與市場交易的電價上限為0.153元/度。據(jù)預測，全年綜合電價將在0.2元/度左右，光伏電力的現(xiàn)貨價格長期維持在4分/度，其中河西新投運的光伏電站綜合電價甚至僅有0.12元/度左右。

類似情況，如內(nèi)蒙古光伏保障收購小時由450降至250小時；廣西保障收購500小時，此外的電量按照政府授權合約0.38元/度結算，相比此前電價降低2分/度，預計收益下降5%以上；云南光伏上網(wǎng)電價則由“80%燃煤基準接+20%市場化”進一步下降到“55%燃煤基準價+45%市場化”。

實際上，在這些市場化交易比例越來越高的地區(qū)，由于發(fā)電時間與負荷不匹配等特點，限電比例也在持續(xù)上升。根據(jù)甘肅2024年的最新規(guī)則，甘肅各地當前的限電率最高達到25%左右，最低的也有17-18；寧夏的限電比例基本與甘肅相差無幾，甚至河南也出現(xiàn)了超過30%的限電，部分電站限電甚至超過50%。有行業(yè)人士大呼，新能源電站限電率正重回2015年的困境。

再來說土地。

光伏電站用地問題一直是個老大難，隨著光伏項目的火熱，光伏用地租金的價格也水漲船高。如果只是租金問題也就罷了，現(xiàn)在各地政府財政吃緊，就想起了家里養(yǎng)了很久的光伏“羊”，把之前懸而未決的“兩稅”問題又重新搬上臺面，目前已有青海、甘肅、河南、山東、新疆等地開始征收兩稅，而且數(shù)額不小，且伴隨光伏電站全壽命周期。

據(jù)青海某投資商介紹，青海1GW光伏電站的土地使用稅每年是1000萬元。這還算比較有良心的。更有甚至，有些省份原先擬定為按點征收的存量項目搬出來，改為按投影面積征收，每100MW征收1000萬元的土地稅。讓各路投資商是有苦難言！

面對電價、土地等非技術成本變動帶來的收益風險，根據(jù)中國電建西北勘測設計研究院發(fā)布的《電力市場化環(huán)境下光伏電站經(jīng)濟性分析》來看，新能源在電力市場化交易大趨勢下，光伏電站經(jīng)濟評估邊界更加多元化，導致了光伏電站經(jīng)濟性的不確定，因此就要通過比較經(jīng)濟性的方式，在不確定中尋找確定。

最后，再來說一下消納問題。

咱們光伏電站的發(fā)電時間只能是在白天，而且越是正午時分發(fā)電量越大，這與電網(wǎng)負荷工作曲線不匹配，導致電網(wǎng)壓力驟增。隨著市場化交易項目的極速增多，各地大規(guī)模限發(fā)現(xiàn)象又重出江湖。據(jù)統(tǒng)計，目前甘肅的限電率最高達到了25%，一般也在20%左右。寧夏跟甘肅差不多。河南有些地方限電比較兇，能超過30%。讓業(yè)內(nèi)人士感覺又重回2015年了。

光伏投資尋求新思路

光伏投資在一波未平一波又起的浪潮下，已出現(xiàn)因消納能力、土地使用和電價問題而宣告終止投資的項目，這一現(xiàn)象揭示了光伏投資所面臨的困境。

從這些終止的光伏項目中可以看到，收益率不達標和土地問題是光伏投資終止的主要因素。

雖然，消納問題隨著光伏裝機容量的快速擴張而日益嚴峻，甚至部分地區(qū)出現(xiàn)0容量的情況，但是可以通過，優(yōu)化電網(wǎng)結構配置儲能和提高跨區(qū)域調(diào)度能力成為解決消納問題的有效辦法。

土地資源的緊張卻是制約光伏發(fā)展的重要因素。光伏電站需要大面積的土地支持，而優(yōu)質(zhì)的土地資源日益稀缺，土地成本的上升直接影響了項目的經(jīng)濟效益。此外，土地使用的環(huán)境和規(guī)劃限制也給光伏項目的實施帶來了不小的挑戰(zhàn)。

電價下行是影響光伏投資決策的核心問題，從目前的制度與執(zhí)行情況來看，上網(wǎng)電價很難達到此前燃煤基準價的水平。根據(jù)蘭木達數(shù)據(jù)，與2022年相比，光伏領域，2023年山西、甘肅光伏度電現(xiàn)貨收入下降；山東、蒙西度電現(xiàn)貨收入上漲，由此可見，嚴重擠壓了企業(yè)的利潤空間。在這種情況下，投資者對光伏項目的投資躊躇不決。

此外，在2月28日中國光伏行業(yè)協(xié)會名譽理事長王勃華也表示：“電站投資需重視市場化交易電價的影響，隨著新能源市場化比例提高，收益率的不確定性上升。”

王勃華建議，行業(yè)參與者應積極探索項目收益新模式。例如，探索煤電—光伏電站資產(chǎn)優(yōu)化組合機制，分布式光伏由“投資”向“運營”轉變，以及綠色資產(chǎn)通過市場機制加速變現(xiàn)等。

縱觀全球新能源市場發(fā)展歷程，在分布式裝機量達到一定規(guī)模后，電力走向市場交易化是必然的趨勢，既然是必走之路，那么，如果結合當下市場環(huán)境，構建以新型電力系統(tǒng)，有業(yè)內(nèi)人士指出：“對光伏投資來說，考慮的問題不應只是光伏本身參與市場化交易的收益問題，而是如何結合配電網(wǎng)、儲能等形成具有互補性、可持續(xù)性的綜合能源系統(tǒng)的問題。這類綜合能源系統(tǒng)才能真正具備市場競爭力。”

原標題：光伏行業(yè)收益挑戰(zhàn)加?。‰妰r、土地與消納問題將成“十四五”中后期最大風險？