電力央企頻頻“甩賣”光伏電站之后，光伏年度指標正在經歷斷崖式下跌。
華夏能源網(公眾號hxny3060)獲悉，近日，某投資商手中西北某省GW級光伏開發(fā)指標，接觸了多家央國企竟無一愿意接手。對于光伏電站投資的行情，有央企內部人士直言不諱稱，目前西北省份光伏指標已經“爛大街了”，項目太多、無人問津。
西北幾省中，在2024年下半年以來下發(fā)的新能源指標中，陜西光伏指標占比不足22%，甘肅的光伏指標占比更是低至僅10%左右;寧夏則更是決絕，僅是下發(fā)了風電指標，暫無光伏指標。
光伏指標斷崖式下跌的趨勢，不僅僅出現在風光資源豐富的西北省份，河北、山西、廣西、湖南、湖北、貴州以及內蒙古等7省，光伏指標占比較風電風電大幅走低，這一趨勢正在越來越多的省份中蔓延開來。
從“風電三峽工程”開始，中國新能源開發(fā)的早期可以說是風電“當令”，直至“雙碳”目標剛剛出爐的2020年底，中國風電、光伏并網裝機規(guī)模分別達到了2.8億千瓦、2.5億千瓦，不相上下，風電比光伏多了3千萬千瓦。可此后短短四年間，光伏裝機就大舉反超，截至2024年底，中國風電裝機5.1億千瓦，而光伏裝機驟升至8.4億千瓦。
那么，如何看待當前光伏指標斷崖式下跌、風電指標上揚的原因?這一趨勢將如何重塑風電、光伏的未來?這一趨勢是短期的還是長期的?
光伏風電，攻守易位?
盡管無法從各地主管部門手上拿到未來風光開發(fā)指標的詳盡數據，但是，近來央國企大事“甩賣”光伏電站的動作，足以側面印證光伏指標下滑的傳聞(詳見此前文章《電力央企為何“甩賣”光伏電站?市場的風向變了!》)。
這當中，尤屬綠電巨頭——國家電投的動向最為外界關注。8月27日，國家電投旗下內蒙古電投公開轉讓山東那仁太新能源有限公司100%股權，其投資的山東100MW戶用光伏發(fā)電項目，總投資3.8億元，原來匡算的資本金內部收益率為10%，結果該項目2023年凈資產收益率僅為1.8%，屬低效資產，故被甩賣。
而在甩賣那仁太項目前后，國家電投還將河北沽源、內蒙古通遼以及重慶的項目掛牌出售。到了11月，國家電投北京中和零碳能源有限公司更是一次性轉讓了10家新能源項目公司的股權，涉及四川、云南、浙江等省55MW分布式光伏、83.9MW地面電站項目。
甩賣存量項目的同時，國家電投也在叫停在建項目。10月24日，國家電投核銷了赤峰市阿魯科爾沁旗40MW戶用分布式光伏項目。該項目總投資1.63億元，當初匡算的資本金財務內部收益率為8.53%。但是項目投資收益率最新要求，還是建議核銷。
國家電投并非個案。2024年下半年以來，據不完全統(tǒng)計，央國企旗下已有30余家新能源企業(yè)掛牌轉讓股權，涉及央國企包括國家電投、國家電網、三峽、中國電建、中廣核、中煤、中車、中國煤炭地質總局、東方電氣集團等。
或許是被分布式光伏的“負電價”嚴重挫傷，在山東省擁有大量分布式光伏裝機的華能集團，于2024年上半年暫停了分布式光伏的推進，在集中式光伏領域，也明確了“擇優(yōu)開發(fā)”的規(guī)則。這一擇優(yōu)的意涵或許意味著：慎重光伏項目的開發(fā)、適當向風電項目傾斜。
事實上，2024年以來，各地陸續(xù)公布了2023年度及2024年度風光項目建設清單。據不完全統(tǒng)計，截至11月底，河北、山西、廣西、湖南、湖北、安徽、貴州、云南等11個省份下發(fā)了風電、光伏項目指標，總規(guī)模近170GW，其中光伏項目總計約71GW，風電項目總計約97GW。
風電指標超過光伏，這在“雙碳”目標提出以來的4年之間，尚屬首次。而春江水暖“數”先知，敏感的市場數據，背后一定有著某種尚不易被察覺的趨勢性內容。
光伏為何開始“占下風”?
在光伏裝機連續(xù)“吊打”風電幾年之后，為什么新能源開發(fā)業(yè)主方重又規(guī)避光伏、趨向風電了呢?
“項目收益率”是繞不開的問題。某電力央企在2024年年中工作會議上分析稱，近年來新增新能源項目有近40%無法實現承諾收益率，部分項目持續(xù)虧損，甚至投產即虧損，新能源已呈現出“增量不增利”局面。針對后續(xù)新能源開發(fā)，該央企稱“將大力推進新能源生產管控體系優(yōu)化，算好投入產出經濟賬”。
而對風電光伏新能源項目而言，最終影響其收益的，一個是電價，一個是電量。
新能源的現貨電價與中長協電價兩部分電價都不容樂觀。進入2024年年底，新能源現貨全國均價在光伏大發(fā)的午間已經低于0.15元，某西部新能源大省甚至跑出了4分錢的“地板價”，這還不算山東省在個別時段的負電價;而中長協電價，西部省份也已經跑出了0.15元的超低價。
這其中，光伏、風電兩者并非是“雨露均沾”，光伏所面臨的電價形勢之惡劣，恐怕要遠甚于風電。
早在2024年上半年，新疆風電結算均價0.21元/度，光伏結算均價0.16元/度，光伏電價比風電電價低近23%;甘肅風電結算均價0.27元/度，光伏結算均價0.18元/度，光伏電價比風電電價低了三成。新疆和甘肅的情況很有代表性，在全國范圍內，風電在電力市場中獲得的電價幾乎都要高于光伏。
上述電價趨勢，在光伏裝機超6000萬千瓦的山東也得到了驗證：2023年五一期間，山東電力現貨市場再次出現46次負電價。最低價格出現在5月2日17時，為-0.085元/kWh，相當于每發(fā)一度電就要倒貼付費8.5分錢。
電量方面，光伏同樣輸給了風電。理論上，光伏全年利用小時數是1500小時左右，風電是2200小時左右，光伏是輸于風電的。而更主要的原因還在于，由于光伏出力主要集中在午間三四個小時，也是全網用電需求最少的時段，該時段光伏電站頻頻接電網通知要棄光棄電。
在光伏裝機超過2200萬千瓦的青海，早在2023年下半年，光伏電站就接電網通知，要在光伏大發(fā)的午間限電棄光三四個小時。而分布式光伏大省河南，從2024年初以來，越來越多的光伏電站也都需要午間停發(fā)三四個小時到五六個小時不等。
風電、光伏都具有隨機性、間歇性、波動性特點，風電出力“冬春大、夏秋小、夜大晝小”，光伏出力“夏秋大、冬春小、晚峰無光”。但是由于風電的出力時間段，比光伏要分散的多，尤其是在系統(tǒng)用電高峰的夜間也能夠發(fā)電，因此在電價上優(yōu)于光伏，在發(fā)電量保障方面也優(yōu)于光伏。
新能源開發(fā)的未來走向
據了解，隨著光伏發(fā)電占比的提高，全國已經有19個省份將光伏大發(fā)的中午時段調整為谷段，頻頻出現的新能源限發(fā)限電現象也都出現在光伏大發(fā)的中午時段。這意味著很多地區(qū)的光伏已經出現“超配”了，由此帶來的消納矛盾無需贅言。
在這樣的情境下，盡管地方政府仍在不遺余力推動本地光伏項目的上馬建設，但是相關各方尤其是光伏電站開發(fā)的業(yè)主方，還是會根據現實去理性調整光伏電站的開發(fā)節(jié)奏。
正是在這一背景下，光伏電站指標才出現了大幅下跌，同時指標還正在向風電傾斜。
那么這一傾斜，其終點會是在哪里呢?
短期來看，或許一直要到系統(tǒng)的風光配比達到一個新的均衡點為止，在這一均衡點上，光伏電站的棄光棄電風險最小，其低電價、負電價擾動也最小。
當然，從長期來看，光伏的未來裝機潛在空間依然大于風電。由于中國的“雙碳”進程是高度確定的，風電、光伏新能源裝機的增長也具有高度確定性性，未來二、三十年，中國的新能源裝機還將從2024年的13.5億千瓦大幅攀升至2060年的50億-60億千瓦。而這一過程中，光伏的裝機增長空間要遠大于風電。僅以50億千瓦的窄口徑新能源裝機量來測算，光伏裝機就將達到35億千瓦。
光伏裝機潛在空間大于風電，首先是由于光伏降本的速度與空間遠大于風電。
2012年，光伏組件價格高達9元/瓦，逆變器價格約為2元/千瓦;而發(fā)展超過十年后，如今光伏組件價格已降至0.7元/瓦以下，逆變器更是低至0.15元/千瓦左右，成本降低約95%。而同期，盡管風機裝備的價格也從最初的每千瓦萬元之高降至如今的約千元/千瓦(今年已降至1300～1500元/千瓦范圍)。
且在未來，伴隨著中國光伏制造廠商競爭的逐步白熱化，光伏進一步降本勢頭仍然凌厲，而風機進一步降本的空間已經十分有限。
其次，光伏光電轉換效率技術進步速度快、空間大。目前，由于光伏各種技術路線的齊頭并進、激烈競爭，目前的光電轉換效率已經達到了23%、24%。未來10年，這一光電轉換效率有望迅速趨向30%，甚至不乏專業(yè)機構預測稱未來的光電轉換效率或許能達到40%、50%。
以這樣的降本速度以及技術進步空間，長期來看光伏裝機碾壓風電裝機幾乎是必然的。再被視為風電新增量的海上風電，其成本居高不下、大型化之外風機技術進步空間的逼仄，也將制約著風電裝機的持續(xù)放量增長。
總而言之，盡管短期內光伏的系統(tǒng)占比迅速攀升，帶來諸多問題與矛盾需要化解，現實需要光伏“控量”發(fā)展，同時，系統(tǒng)也會主動去尋求風電、光伏的合適配比。
不過從長期來看，光伏裝機增長的空間仍是十分巨大的，仍將是未來新能源裝機的主流。
文章來源：華夏能源網
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