隨著時代的變遷，光伏電站的風險與壓力也在隨之發(fā)生變化。補貼時代，土地、電網(wǎng)、融資成本并稱為國內(nèi)光伏電站非技術(shù)成本的“三座大山”，但這三座大山是針對于光伏電站開發(fā)端的標準與紅線。
平價時代之后的新能源電站，更多的風險被隱藏于平價的“水面”之下。進入無保障的市場競爭階段后，在光伏電站長達25年的生命周期中，消納、土地與電力交易的不可控變量正成為平價時代的運營端的“三座大山”。
風光的快速上量給消納帶來壓力
由于配套調(diào)峰電源建設滯后，西部某省份的特高壓配套風光電站項目在建成的首年經(jīng)歷了將近50%的棄光棄風，加上風光發(fā)電不穩(wěn)定性，這條特高壓通道的綠電輸送比例遲遲未達到設計值。實際上，這將成為特高壓配套新能源基地項目面臨的一個普遍性問題，同時也是我國風光大基地項目推進中一直被反復強調(diào)的問題。
一般而言，風光電站的建設周期要遠遠短于特高壓通道的批復建設，據(jù)光伏們了解，在目前第一批大基地推進中，多個基地的配套電源工程總體進度相對于主體建設滯后。而在大基地項目分布較多的西北地區(qū)，由于自身消納能力有限，特高壓通道是風光電站送出與消納的關(guān)鍵。
此外，特高壓通道的建設還需要綜合考量送端省份與受端省份的電價“談判”周期，加之涉及到配套調(diào)峰電源的建設、電網(wǎng)公司的規(guī)劃批復時間等，都給送出通道的推進帶來了困難。
另一方面，雙碳目標下，我國新能源電站裝機規(guī)模正快速提高，可以明確的是2021-2022年風光電站年度新增裝機將再次刷新記錄。在新能源裝機占比快速提高的同時，消納壓力正有卷土重來之勢。根據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)，2022年1-5月全國風電、光伏平均利用率為95.6%與97.5%，其中內(nèi)蒙、吉林、甘肅、新疆的風電，青海、西藏的光伏利用率邊徘徊到90%左右。
但是，針對同一省份不同地區(qū)的新能源電站，利用率也呈現(xiàn)不同的水平。光伏們了解到，某位于西北省份的風電利用率僅為80%，而同一省份的風電站大部分利用率在90%以上，這也對新能源項目的開發(fā)選址提出了挑戰(zhàn)。
可以預見的是，在“十四五”時期，雙碳目標正處于沖鋒上量的階段，新能源規(guī)模的快速增長將給電網(wǎng)結(jié)構(gòu)帶來巨大沖擊，消納仍然將成為電站運營階段不可控的風險之一。
土地性質(zhì)與稅費風險
用地問題一直被譽為新能源電站的“達摩克里斯之劍”，從土地性質(zhì)到土地稅的征收，在糧食安全紅線之下，新能源電站的土地問題仍將持續(xù)。
今年1月份，自然資源部印發(fā)《關(guān)于開展2022年衛(wèi)片執(zhí)法工作的通知》，國土“三調(diào)”數(shù)據(jù)正式陸續(xù)啟用并與原有數(shù)據(jù)進行融合，國家林草局等相關(guān)部門也明確表示，存量光伏用地要以“三調(diào)”數(shù)據(jù)與林地數(shù)據(jù)對接融合后的結(jié)果為準，據(jù)此判斷光伏電站項目是否占用林地和辦理相關(guān)手續(xù)。
例如，在最新的第三次全國國土調(diào)查工作分類認定中，沼澤地被劃分為濕地性質(zhì)，而此前為未利用的其他土地。有行業(yè)人士表示，“這意味著將有一大批存量光伏項目會被莫名其妙地通知，占用了基本農(nóng)田、基本草原、國家公益林以及加之過去兩年很多項目被動納入環(huán)保生態(tài)紅線范圍。”
在國土調(diào)查的前后，光伏電站用地性質(zhì)可能發(fā)生改變、補辦手續(xù)甚至是搬遷或拆除的風險，也增加了存量光伏電站的運營成本。也有投資企業(yè)表示，在第三次國土調(diào)查，有部分土地完全符合光伏項目建設要求，但是和原有的第二次調(diào)查的數(shù)據(jù)以及林地的有關(guān)的數(shù)據(jù)不一致，導致各省土地、林地的審批工作受到了嚴重制約。
除此之外，土地不可控的風險還包括各地土地稅的開征。自2019年9月，新版《耕地占用稅法》正式實施，多個省份就光伏用地正式征收耕地占用稅和城鎮(zhèn)土地使用稅，征收標準、征收面積各地不盡相同。
日前，國務院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)的《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》中也針對該問題明確表示“完善新能源項目用地管制規(guī)則，地方政府要嚴格依法征收土地使用稅費，不得超出法律規(guī)定征收費用”，但在國家稅務部門出臺明確的規(guī)則之前，新能源電站的土地稅收主導權(quán)仍掌握在各級稅務部門手中。面對巨量的新能源項目，土地的風險不可忽視。
電力交易下的“量、價”風險
新能源參與電力市場交易正成為投資企業(yè)不得不應對的一大挑戰(zhàn)。在補貼時代，國家能源局要求各省出臺保障收購小時數(shù)，保量保價穩(wěn)定新能源電站的收益率，但實際情況是在限電率較高的西北地區(qū)，新能源參與電力市場交易的比例一直穩(wěn)居高位，個別地區(qū)甚至100%參與電力市場交易，這也直接導致了西北地區(qū)的新能源電站的綜合上網(wǎng)電價要低于基準電價。
除西北地區(qū)之外，近兩年隨著風光裝機的快速增長，部分中部省份也在躍躍欲試減少保障收購小時數(shù)，要求新能源越來越多的電量參與市場交易，從目前運行數(shù)據(jù)來看，參與電力交易的電價要遠低于彼時的脫硫煤標桿電價。
平價之后，新能源電站已經(jīng)不再享受保障小時數(shù)的優(yōu)惠政策，長期來看，參與電力市場只是時間的問題。2022年1月28日，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》明確，到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。
可以看到的是，新能源發(fā)電量將有三個部分組成，包括基數(shù)計劃電量(保障小時數(shù)內(nèi)電量，以煤電基準價結(jié)算，保量保價)以及中長期交易計劃、現(xiàn)貨交易計劃電量，其中中長期與現(xiàn)貨交易稱之為市場化交易電量，以交易價格結(jié)算，不保量不保價。
事實上，目前電力現(xiàn)貨交易機制未使全社會總體的用電負荷產(chǎn)生變化，只是新能源發(fā)電企業(yè)與傳統(tǒng)能源發(fā)電企業(yè)之間發(fā)電權(quán)的轉(zhuǎn)移，進一步加大了電價的下行壓力。新能源發(fā)電企業(yè)加入電力現(xiàn)貨市場交易后，若原有的交易模式、交易電量、新能源發(fā)電配比關(guān)系不變，勢必會造成新能源發(fā)電企業(yè)間的競價搶量，進一步加劇電力現(xiàn)貨交易的競爭。
從消納、土地到電力交易，新能源發(fā)電企業(yè)正面臨全新的電力市場競爭態(tài)勢，這也是風、光電站在25年生命周期內(nèi)所要應對的風險與壓力，如何更好的運營電站，不僅需要更精準的跟蹤行業(yè)政策風險，還需要疊加技術(shù)管理、精準預測、智慧運維等多方面經(jīng)驗。
