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自年初以來，我國各省電價調(diào)整政策持續(xù)蔓延，對多個省份的能源市場產(chǎn)生了深遠影響。特別是部分地區(qū)的集中式光伏項目，其綜合上網(wǎng)電價受此波及出現(xiàn)了明顯下降，導致存量或在建的光伏項目收益嚴重下滑，光伏項目資產(chǎn)價值大幅縮水，引發(fā)了行業(yè)的廣泛關(guān)注和深切憂慮。

以甘肅省為例，一位當?shù)氐拈_發(fā)商透露，其在2022年獲取的光伏項目指標，在2023年年中開始建設(shè)并順利完成了組件招標。然而，2024年甘肅分時電價政策的執(zhí)行以及新能源參與市場化交易的新規(guī)，使得該項目因電價調(diào)整而面臨高達8000萬元的虧損。這一案例凸顯了電價政策變動對光伏項目經(jīng)濟效益的直接影響。

具體而言，2023年10月，甘肅省印發(fā)了《2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》。該方案規(guī)定，在谷時段新能源市場化交易電價的上限為燃煤基準價的50%。結(jié)合全天9:00至17:00的谷時段劃分，光伏參與市場交易的電價上限被設(shè)定為0.153元/度。據(jù)預測，甘肅光伏電站全年的綜合電價將在0.2元/度左右，這一電價水平相較于過去有了顯著下降。

“去年年中的光伏組件采購價還在1.5元/瓦左右，當時甘肅光伏項目的綜合電價在0.25至0.28元/kWh之間，項目收益率是能夠達到標準的。然而，2023年末甘肅電價調(diào)整后，開工在建的光伏項目收益率大幅下降?！币晃粯I(yè)內(nèi)人士表示，“央企投資商因此要求‘毀約’或降價收購，平均100MW的電站虧損約8000萬元?！?

甘肅新能源競配過程中，各地市幾乎均提出了產(chǎn)業(yè)配套的要求。由于央國企無法直接落地對應(yīng)的配套產(chǎn)業(yè)，因此往往選擇與制造企業(yè)聯(lián)合開發(fā)。然而，新的電價政策導致項目收益率嚴重不達標，央企因此面臨無法過會、不得不放棄或降價收購的困境。對于開發(fā)商而言，如果合作項目不能盡快出手，就意味著投資的全額虧損。因此，他們不得不加快建設(shè)進度，即便面臨虧損也要快速回籠資金。

實際上，隨著光伏裝機的不斷增長，電網(wǎng)調(diào)整消納壓力日益增大。為了引導負荷平移、促進新能源消納，各地政府正不斷出臺相關(guān)政策。與此同時，各省光伏參與市場化交易的比例越來越高。疊加新能源保障收購電量底層規(guī)則的改變，光伏項目正面臨著電價大范圍下降的嚴峻挑戰(zhàn)。項目收益的大幅折扣導致光伏電站的投資價值隨之下跌，部分地方的新能源投資因此幾乎全部轉(zhuǎn)向風電。

“如果能再晚一點開工就好了，沒想到組件價格會降得這么嚴重。但即便是現(xiàn)行的組件報價，面對甘肅的高配套費、低電價，其性價比也無法與風電抗衡。今年的開發(fā)商幾乎全部都倒向了風電項目?！币晃恍袠I(yè)人士感嘆道。

日前，甘肅陸續(xù)公示了“十四五”第三批風光競配指標結(jié)果或競配細則。在超過11GW的已知項目清單中，光伏的占比不足5%，與往年60%至80%以上的占比形成了鮮明的對比。這一數(shù)據(jù)變化進一步印證了光伏項目在甘肅面臨的困境以及投資風向的轉(zhuǎn)變。

另一位央企的電站開發(fā)投資人員直言不諱地表示：“甘肅各大光伏電站項目在一季度大面積虧損，已批的大基地項目沒法通過投資決策會。去年年底并網(wǎng)的光伏項目公司更是一片哀嚎?！?/span>

根據(jù)正泰電器、晶科科技等公司披露的光伏電站經(jīng)營數(shù)據(jù)來看，其位于甘肅的光伏上網(wǎng)電價均出現(xiàn)了明顯的下跌。正泰電器在甘肅區(qū)域的集中式光伏電站上網(wǎng)電價從0.3元/千瓦時左右降至2024年一季度的0.18元/千瓦時；晶科科技甘肅區(qū)域集中式光伏電站上網(wǎng)電價則從0.49元逐漸降至一季度的0.27元/千瓦時，電價跌幅均達到了40%以上。這一系列數(shù)據(jù)進一步證實了電價政策調(diào)整對光伏項目經(jīng)濟效益的沖擊以及行業(yè)面臨的挑戰(zhàn)。

面對當前的能源形勢，甘肅省近日對《關(guān)于優(yōu)化調(diào)整工商業(yè)等用戶峰谷分時電價政策有關(guān)事項的通知》進行了更新。根據(jù)新政策，谷時段相比之前有所縮短，調(diào)整為10:00至16:00，這使得光伏電站的綜合電價略有上升，為光伏行業(yè)帶來了一絲喘息之機。

然而，甘肅并非孤例。寧夏、內(nèi)蒙、廣西、青海、云南、新疆等光伏裝機大省也相繼出臺了分時電價政策，導致光伏綜合上網(wǎng)電價普遍出現(xiàn)明顯下降。這一趨勢對光伏項目的經(jīng)濟效益和投資回報構(gòu)成了挑戰(zhàn)。

今年年初，廣西引入了政府授權(quán)合約價格機制，將風、光的謀定價格設(shè)定為0.38元/千瓦時，這一價格相比廣西燃煤發(fā)電基準價低了4分/瓦。同時規(guī)定，光伏500小時以外的發(fā)電量將全部進入市場化交易，而風電則為800小時。這一政策變動對廣西的光伏市場產(chǎn)生了深遠影響。

寧夏方面，根據(jù)《關(guān)于核定2024年寧夏優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃的通知》，光伏參與電力市場交易的比例高達80%以上。結(jié)合《關(guān)于做好2024年電力中長期交易有關(guān)事項的通知》，寧夏光伏發(fā)電時段被劃定為谷電價，而谷電價則不得超過燃煤基準價的70%。這意味著寧夏光伏項目有80%的光伏電價上限為0.182元/度。與2022年光伏市場化交易執(zhí)行不低于燃煤基準價的要求相比，寧夏光伏上網(wǎng)電價下降了30%。

青海也在今年4月印發(fā)了《關(guān)于優(yōu)化完善我省峰谷分時電價政策的通知》，將9:00至17:00設(shè)定為谷時段，并對光伏市場化交易謀定了峰平谷電價，其中谷電下浮不低于20%，年度交易比例不低于80%?！艾F(xiàn)貨全面鋪開后光伏的平均電價要下降4—5分/瓦”，有青海的投資商表示擔憂。

新疆則自2023年8月起，受自治區(qū)發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進一步完善分時電價有關(guān)事宜的通知》影響，光伏受分時電價政策的影響非常大。其發(fā)電高峰期至少有6小時位于平時段或者低谷時段，并且在5-8月份還有2小時位于深谷時段，這對新疆的光伏行業(yè)來說無疑是一個不小的挑戰(zhàn)。

2024年新疆部分風光場站的年度中長期電價結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價來看，新疆風電和光伏的電價分別可以達到0.232元/度和0.165元/度左右，尤其是光伏電站的電價，遠低于0.25元/度的燃煤基準價。

與此同時，云南的光伏上網(wǎng)電價也發(fā)生了新的變化。原本的“80%燃煤基準價+20%市場化”的定價機制進一步調(diào)整為“55%燃煤基準價+45%市場化”，顯示出市場化比例的提升。而在內(nèi)蒙古，光伏保障收購小時數(shù)由450小時降至250小時，其余電量則全部進入電力市場化交易。交易電價執(zhí)行峰平谷分時段價格，值得注意的是，內(nèi)蒙古11:00至16:00全年均為谷時段，下浮比例最低為平時段的50%以上。

隨著全國各省光伏裝機比例的逐漸上漲，光伏電價的變化趨勢已然顯現(xiàn)。無論是地面還是分布式光伏電站，都將逐漸進入電力市場。這一趨勢無疑加大了光伏電站投資的不確定性，對投資商在投資區(qū)域選擇、項目推進節(jié)奏以及參與市場化交易策略等方面提出了更大的挑戰(zhàn)。

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