降幅最高40%！電價(jià)正成為光伏電站投資的最大風(fēng)險

自年初以來(lái)，各省電價(jià)調整政策不斷蔓延至多個(gè)省份，部分地區集中式光伏的綜合上網(wǎng)電價(jià)受此影響出現了明顯下降，存量或在建光伏項目收益嚴重下滑，光伏項目資產(chǎn)大幅縮水。

一位甘肅當地的開(kāi)發(fā)商表示，在2022年獲取的某光伏項目指標，2023年年中開(kāi)始建設并完成了組件招標，但2024年甘肅分時(shí)電價(jià)政策執行，以及新能源參與市場(chǎng)化交易，由于電價(jià)調整，該項目虧損高達8000萬(wàn)元。

2023年10月，甘肅印發(fā)了《2024年省內電力中長(cháng)期年度交易組織方案》，規定谷時(shí)段新能源市場(chǎng)化交易電價(jià)上限為燃煤基準價(jià)的50%，疊加全天9:00—17:00的谷時(shí)段劃分，光伏參與市場(chǎng)交易的電價(jià)上限為0.153元/度，據預測，甘肅光伏電站全年綜合電價(jià)將在0.2元/度左右。

“去年年中的光伏組件采購價(jià)在1.5元/瓦左右，甘肅光伏項目的綜合電價(jià)在0.25~0.28元/kWh左右，項目收益率是達標的。2023年末甘肅電價(jià)調整后，開(kāi)工在建的光伏項目收益率大幅下降，央企投資商要求‘毀約’或降價(jià)收購，平均100MW電站虧損約8000萬(wàn)元左右”。

據介紹，“甘肅新能源競配各地市幾乎均提出了產(chǎn)業(yè)配套的要求，央國企無(wú)法直接落地對應的配套產(chǎn)業(yè)，所以往往與制造企業(yè)聯(lián)合開(kāi)發(fā)。但新的電價(jià)政策導致項目收益率嚴重不達標，央企無(wú)法過(guò)會(huì )，要么放棄，要么降價(jià)收購。對我們而言，如果合作項目不能盡快出手就意味著(zhù)投資的全虧損，現在只能是加快建設，即便虧損也要快速回籠資金。”

事實(shí)上，隨著(zhù)光伏裝機不斷增長(cháng)，電網(wǎng)調整消納壓力越來(lái)越大，各地政府正不斷出臺相關(guān)政策來(lái)引導負荷平移，促進(jìn)新能源消納。與此同時(shí)，各省光伏參與市場(chǎng)化交易比例越來(lái)越高，疊加新能源保障收購電量底層規則的改變，光伏項目正面臨著(zhù)電價(jià)大范圍下降的嚴峻挑戰。項目收益大打折扣，光伏電站的投資價(jià)值隨之下跌，部分地方的新能源投資幾乎全部轉向風(fēng)電。

“如果能再晚一點(diǎn)開(kāi)工就好了，沒(méi)想到組件會(huì )降的這么嚴重。但即便是現行的組件報價(jià)，面對甘肅高配套費、低電價(jià)，其性?xún)r(jià)比也無(wú)法與風(fēng)電抗衡，今年的開(kāi)發(fā)商幾乎全部都倒向了風(fēng)電項目。”如其所言，日前，甘肅陸續公示了“十四五”第三批風(fēng)光競配指標結果或競配細則，超11GW的已知項目清單中，光伏占比不足5%，與往年60%~80%以上的占比形成了明顯的差異。

另一位央企的電站開(kāi)發(fā)投資人員更是直言，“甘肅各大光伏電站項目一季度大面積虧損，已批的大基地沒(méi)法通過(guò)投資決策會(huì )，去年年底并網(wǎng)的光伏項目公司更是一片哀嚎。”

光伏們觀(guān)察到，根據正泰電器、晶科科技披露的光伏電站經(jīng)營(yíng)數據來(lái)看，其位于甘肅的光伏上網(wǎng)電價(jià)均出現了明顯下跌。正泰電器在甘肅區域的集中式光伏電站網(wǎng)電價(jià)從0.3元/千瓦時(shí)左右降至2024一季度的0.18元/千瓦時(shí);晶科科技甘肅區域集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)則從0.49逐漸降至一季度的0.27，其電價(jià)跌幅均達40%以上。

面對這樣的形勢，近日甘肅更新了《關(guān)于優(yōu)化調整工商業(yè)等用戶(hù)峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項的通知》，谷時(shí)段相比之前縮短至10∶00-16∶00，光伏電站綜合電價(jià)稍微有所上升。

除甘肅外，寧夏、內蒙、廣西、青海、云南、新疆等光伏裝機大省也陸續出臺了分時(shí)電價(jià)政策，光伏綜合上網(wǎng)電價(jià)均出現了明顯下降。

今年年初，廣西引入了政府授權合約價(jià)格機制，風(fēng)、光謀定價(jià)格為0.38元/千瓦時(shí)，相比廣西燃煤發(fā)電基準價(jià)低4分/瓦，光伏500小時(shí)以外的發(fā)電量將全部進(jìn)入市場(chǎng)化交易，而風(fēng)電則為800小時(shí)。

寧夏根據《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》來(lái)看，光伏參與電力市場(chǎng)交易比例高達80%以上，再結合《關(guān)于做好2024年電力中長(cháng)期交易有關(guān)事項的通知》，寧夏光伏發(fā)電時(shí)段為谷電價(jià)，而谷電價(jià)則不得超過(guò)燃煤基準價(jià)的70%，即寧夏光伏項目有80%的光伏電價(jià)上限為0.182元/度。對比2022年光伏市場(chǎng)化交易執行不低于燃煤基準價(jià)的要求來(lái)看，寧夏光伏上網(wǎng)電價(jià)下降30%。

青海今年4月印發(fā)《關(guān)于優(yōu)化完善我省峰谷分時(shí)電價(jià)政策的通知》，9:00—17:00為谷時(shí)段，光伏市場(chǎng)化交易謀定峰平谷電價(jià)，谷電下浮不低于20%，年度交易比例不低于80%。“現貨全面鋪開(kāi)后光伏的平均電價(jià)要下降4—5分/瓦”，有青海的投資商表示到。

新疆則是自2023年8月新疆自治區發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)有關(guān)事宜的通知》后，光伏受分時(shí)電價(jià)政策的影響非常大，其發(fā)電高峰期至少6小時(shí)位于平時(shí)段或者低谷時(shí)段，并且在5-8月份還有2小時(shí)位于深谷時(shí)段，聊勝于無(wú)。

上表是光伏們根據調研了解到的2024年新疆部分風(fēng)光場(chǎng)站的年度中長(cháng)期電價(jià)結算情況，從綜合結算電價(jià)來(lái)看，新疆風(fēng)電、光伏分別可以達到0.232、0.165元/度左右，尤其是光伏電站，遠低于0.25元/度的燃煤基準價(jià)。

云南光伏上網(wǎng)電價(jià)則由“80%燃煤基準接+20%市場(chǎng)化”進(jìn)一步下降到“55%燃煤基準價(jià)+45%市場(chǎng)化”;內蒙古則是光伏保障收購小時(shí)由450降至250小時(shí)，其余全部進(jìn)入電力市場(chǎng)化交易，交易電價(jià)執行峰平谷分時(shí)段價(jià)格，而內蒙古11:00—16:00全年均為谷時(shí)段，下浮比例最低為平時(shí)段的50%以上。

隨著(zhù)各省光伏裝機比例的逐漸上漲，全國范圍內的光伏電價(jià)變化已然是可以預見(jiàn)的趨勢，無(wú)論是地面還是分布式光伏電站，進(jìn)入電力市場(chǎng)已近在眼前，光伏電站投資不確定性加大，這也對投資商在投資區域選擇、項目推進(jìn)節奏以及參與市場(chǎng)化交易策略等方面提出了更大的挑戰。