自年初以來，我國各省電價(jià)調(diào)整政策持續(xù)蔓延，對(duì)多個(gè)省份的能源市場產(chǎn)生了深遠(yuǎn)影響。特別是部分地區(qū)的集中式光伏項(xiàng)目，其綜合上網(wǎng)電價(jià)受此波及出現(xiàn)了明顯下降，導(dǎo)致存量或在建的光伏項(xiàng)目收益嚴(yán)重下滑，光伏項(xiàng)目資產(chǎn)價(jià)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(dāng)?shù)氐拈_發(fā)商透露，其在2022年獲取的光伏項(xiàng)目指標(biāo)，在2023年年中開始建設(shè)并順利完成了組件招標(biāo)。然而，2024年甘肅分時(shí)電價(jià)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(xiàng)目因電價(jià)調(diào)整而面臨高達(dá)8000萬元的虧損。這一案例凸顯了電價(jià)政策變動(dòng)對(duì)光伏項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)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(shí)段新能源市場化交易電價(jià)的上限為燃煤基準(zhǔn)價(jià)的50%。結(jié)合全天9:00至17:00的谷時(shí)段劃分，光伏參與市場交易的電價(jià)上限被設(shè)定為0.153元/度。據(jù)預(yù)測，甘肅光伏電站全年的綜合電價(jià)將在0.2元/度左右，這一電價(jià)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(jià)還在1.5元/瓦左右，當(dāng)時(shí)甘肅光伏項(xiàng)目的綜合電價(jià)在0.25至0.28元/kWh之間，項(xiàng)目收益率是能夠達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的。然而，2023年末甘肅電價(jià)調(diào)整后，開工在建的光伏項(xiàng)目收益率大幅下降。”一位業(yè)內(nèi)人士表示，“央企投資商因此要求‘毀約’或降價(jià)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(duì)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(jià)政策導(dǎo)致項(xiàng)目收益率嚴(yán)重不達(dá)標(biāo)，央企因此面臨無法過會(huì)、不得不放棄或降價(jià)收購的困境。對(duì)于開發(fā)商而言，如果合作項(xiàng)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(jìn)度，即便面臨虧損也要快速回籠資金。

實(shí)際上，隨著光伏裝機(jī)的不斷增長，電網(wǎng)調(diào)整消納壓力日益增大。為了引導(dǎo)負(fù)荷平移、促進(jìn)新能源消納，各地政府正不斷出臺(tái)相關(guān)政策。與此同時(shí)，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(xiàng)目正面臨著電價(jià)大范圍下降的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。項(xiàng)目收益的大幅折扣導(dǎo)致光伏電站的投資價(jià)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(fēng)電。

“如果能再晚一點(diǎn)開工就好了，沒想到組件價(jià)格會(huì)降得這么嚴(yán)重。但即便是現(xiàn)行的組件報(bào)價(jià)，面對(duì)甘肅的高配套費(fèi)、低電價(jià)，其性價(jià)比也無法與風(fēng)電抗衡。今年的開發(fā)商幾乎全部都倒向了風(fēng)電項(xiàng)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(fēng)光競配指標(biāo)結(jié)果或競配細(xì)則。在超過11GW的已知項(xiàng)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(duì)比。這一數(shù)據(jù)變化進(jìn)一步印證了光伏項(xiàng)目在甘肅面臨的困境以及投資風(fēng)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(xiàng)目在一季度大面積虧損，已批的大基地項(xiàng)目沒法通過投資決策會(huì)。去年年底并網(wǎng)的光伏項(xiàng)目公司更是一片哀嚎。”

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(jià)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(jià)從0.3元/千瓦時(shí)左右降至2024年一季度的0.18元/千瓦時(shí)；晶科科技甘肅區(qū)域集中式光伏電站上網(wǎng)電價(jià)則從0.49元逐漸降至一季度的0.27元/千瓦時(shí)，電價(jià)跌幅均達(dá)到了40%以上。這一系列數(shù)據(jù)進(jìn)一步證實(shí)了電價(jià)政策調(diào)整對(duì)光伏項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益的沖擊以及行業(yè)面臨的挑戰(zhàn)。

面對(duì)當(dāng)前的能源形勢，甘肅省近日對(duì)《關(guān)于優(yōu)化調(diào)整工商業(yè)等用戶峰谷分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》進(jìn)行了更新。根據(jù)新政策，谷時(shí)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(jià)略有上升，為光伏行業(yè)帶來了一絲喘息之機(jī)。

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(jī)大省也相繼出臺(tái)了分時(shí)電價(jià)政策，導(dǎo)致光伏綜合上網(wǎng)電價(jià)普遍出現(xiàn)明顯下降。這一趨勢對(duì)光伏項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益和投資回報(bào)構(gòu)成了挑戰(zhàn)。

今年年初，廣西引入了政府授權(quán)合約價(jià)格機(jī)制，將風(fēng)、光的謀定價(jià)格設(shè)定為0.38元/千瓦時(shí)，這一價(jià)格相比廣西燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)低了4分/瓦。同時(shí)規(guī)定，光伏500小時(shí)以外的發(fā)電量將全部進(jìn)入市場化交易，而風(fēng)電則為800小時(shí)。這一政策變動(dòng)對(duì)廣西的光伏市場產(chǎn)生了深遠(yuǎn)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(jì)劃的通知》，光伏參與電力市場交易的比例高達(dá)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(xiàng)的通知》，寧夏光伏發(fā)電時(shí)段被劃定為谷電價(jià)，而谷電價(jià)則不得超過燃煤基準(zhǔn)價(jià)的70%。這意味著寧夏光伏項(xiàng)目有80%的光伏電價(jià)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(zhǔn)價(jià)的要求相比，寧夏光伏上網(wǎng)電價(jià)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(shí)電價(jià)政策的通知》，將9:00至17:00設(shè)定為谷時(shí)段，并對(duì)光伏市場化交易謀定了峰平谷電價(jià)，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(jià)要下降4—5分/瓦”，有青海的投資商表示擔(dān)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(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)有關(guān)事宜的通知》影響，光伏受分時(shí)電價(jià)政策的影響非常大。其發(fā)電高峰期至少有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，這對(duì)新疆的光伏行業(yè)來說無疑是一個(gè)不小的挑戰(zhàn)。

2024年新疆部分風(fēng)光場站的年度中長期電價(jià)結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價(jià)來看，新疆風(fēng)電和光伏的電價(jià)分別可以達(dá)到0.232元/度和0.165元/度左右，尤其是光伏電站的電價(jià)，遠(yuǎn)低于0.25元/度的燃煤基準(zhǔn)價(jià)。

與此同時(shí)，云南的光伏上網(wǎng)電價(jià)也發(fā)生了新的變化。原本的“80%燃煤基準(zhǔn)價(jià)+20%市場化”的定價(jià)機(jī)制進(jìn)一步調(diào)整為“55%燃煤基準(zhǔn)價(jià)+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(shí)數(shù)由450小時(shí)降至250小時(shí)，其余電量則全部進(jìn)入電力市場化交易。交易電價(jià)執(zhí)行峰平谷分時(shí)段價(jià)格，值得注意的是，內(nèi)蒙古11:00至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。

隨著全國各省光伏裝機(jī)比例的逐漸上漲，光伏電價(jià)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(jìn)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(duì)投資商在投資區(qū)域選擇、項(xiàng)目推進(jìn)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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