警惕新时期光伏电站运营的“三座大山”

随着时代的变迁，光伏电站的风险与压力也在随之发生变化。补贴时代，土地、电网、融资成本并称为国内光伏电站非技术成本的“三座大山”，但这三座大山是针对于光伏电站开发端的标准与红线。

平价时代之后的新能源电站，更多的风险被隐藏于平价的“水面”之下。进入无保障的市场竞争阶段后，在光伏电站长达25年的生命周期中，消纳、土地与电力交易的不可控变量正成为平价时代的运营端的“三座大山”。

风光的快速上量给消纳带来压力

由于配套调峰电源建设滞后，西部某省份的特高压配套风光电站项目在建成的首年经历了将近50%的弃光弃风，加上风光发电不稳定性，这条特高压通道的绿电输送比例迟迟未达到设计值。实际上，这将成为特高压配套新能源基地项目面临的一个普遍性问题，同时也是我国风光大基地项目推进中一直被反复强调的问题。

一般而言，风光电站的建设周期要远远短于特高压通道的批复建设，据光伏們了解，在目前第一批大基地推进中，多个基地的配套电源工程总体进度相对于主体建设滞后。而在大基地项目分布较多的西北地区，由于自身消纳能力有限，特高压通道是风光电站送出与消纳的关键。

此外，特高压通道的建设还需要综合考量送端省份与受端省份的电价“谈判”周期，加之涉及到配套调峰电源的建设、电网公司的规划批复时间等，都给送出通道的推进带来了困难。

另一方面，双碳目标下，我国新能源电站装机规模正快速提高，可以明确的是2021-2022年风光电站年度新增装机将再次刷新记录。在新能源装机占比快速提高的同时，消纳压力正有卷土重来之势。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，2022年1-5月全国风电、光伏平均利用率为95.6%与97.5%，其中内蒙、吉林、甘肃、新疆的风电，青海、西藏的光伏利用率边徘徊到90%左右。

但是，针对同一省份不同地区的新能源电站，利用率也呈现不同的水平。光伏們了解到，某位于西北省份的风电利用率仅为80%，而同一省份的风电站大部分利用率在90%以上，这也对新能源项目的开发选址提出了挑战。

可以预见的是，在“十四五”时期，双碳目标正处于冲锋上量的阶段，新能源规模的快速增长将给电网结构带来巨大冲击，消纳仍然将成为电站运营阶段不可控的风险之一。

土地性质与税费风险

用地问题一直被誉为新能源电站的“达摩克里斯之剑”，从土地性质到土地税的征收，在粮食安全红线之下，新能源电站的土地问题仍将持续。

今年1月份，自然资源部印发《关于开展2022年卫片执法工作的通知》，国土“三调”数据正式陆续启用并与原有数据进行融合，国家林草局等相关部门也明确表示，存量光伏用地要以“三调”数据与林地数据对接融合后的结果为准，据此判断光伏电站项目是否占用林地和办理相关手续。

例如，在最新的第三次全国国土调查工作分类认定中，沼泽地被划分为湿地性质，而此前为未利用的其他土地。有行业人士表示，“这意味着将有一大批存量光伏项目会被莫名其妙地通知，占用了基本农田、基本草原、国家公益林以及加之过去两年很多项目被动纳入环保生态红线范围。”

在国土调查的前后，光伏电站用地性质可能发生改变、补办手续甚至是搬迁或拆除的风险，也增加了存量光伏电站的运营成本。也有投资企业表示，在第三次国土调查，有部分土地完全符合光伏项目建设要求，但是和原有的第二次调查的数据以及林地的有关的数据不一致，导致各省土地、林地的审批工作受到了严重制约。

除此之外，土地不可控的风险还包括各地土地税的开征。自2019年9月，新版《耕地占用税法》正式实施，多个省份就光伏用地正式征收耕地占用税和城镇土地使用税，征收标准、征收面积各地不尽相同。

日前，国务院办公厅转发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》中也针对该问题明确表示“完善新能源项目用地管制规则，地方政府要严格依法征收土地使用税费，不得超出法律规定征收费用”，但在国家税务部门出台明确的规则之前，新能源电站的土地税收主导权仍掌握在各级税务部门手中。面对巨量的新能源项目，土地的风险不可忽视。

电力交易下的“量、价”风险

新能源参与电力市场交易正成为投资企业不得不应对的一大挑战。在补贴时代，国家能源局要求各省出台保障收购小时数，保量保价稳定新能源电站的收益率，但实际情况是在限电率较高的西北地区，新能源参与电力市场交易的比例一直稳居高位，个别地区甚至100%参与电力市场交易，这也直接导致了西北地区的新能源电站的综合上网电价要低于基准电价。

除西北地区之外，近两年随着风光装机的快速增长，部分中部省份也在跃跃欲试减少保障收购小时数，要求新能源越来越多的电量参与市场交易，从目前运行数据来看，参与电力交易的电价要远低于彼时的脱硫煤标杆电价。

平价之后，新能源电站已经不再享受保障小时数的优惠政策，长期来看，参与电力市场只是时间的问题。2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》明确，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

可以看到的是，新能源发电量将有三个部分组成，包括基数计划电量(保障小时数内电量，以煤电基准价结算，保量保价)以及中长期交易计划、现货交易计划电量，其中中长期与现货交易称之为市场化交易电量，以交易价格结算，不保量不保价。

事实上，目前电力现货交易机制未使全社会总体的用电负荷产生变化，只是新能源发电企业与传统能源发电企业之间发电权的转移，进一步加大了电价的下行压力。新能源发电企业加入电力现货市场交易后，若原有的交易模式、交易电量、新能源发电配比关系不变，势必会造成新能源发电企业间的竞价抢量，进一步加剧电力现货交易的竞争。

从消纳、土地到电力交易，新能源发电企业正面临全新的电力市场竞争态势，这也是风、光电站在25年生命周期内所要应对的风险与压力，如何更好的运营电站，不仅需要更精准的跟踪行业政策风险，还需要叠加技术管理、精准预测、智慧运维等多方面经验。