自年初以來，各省電價調(diào)整政策不斷蔓延至多個省份，部分地區(qū)集中式光伏的綜合上網(wǎng)電價受此影響出現(xiàn)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。

甘肅分時電價政策執(zhí)行，以及新能源參與市場化交易，由于電價調(diào)整，該項目虧損高達8000萬元。

一位甘肅當?shù)氐拈_發(fā)商表示，在2022年獲取的某光伏項目指標，2023年年中開始建設(shè)并完成了組件招標，但2024年

據(jù)預(yù)測，甘肅光伏電站全年綜合電價將在0.2元/度左右。

2023年10月，甘肅印發(fā)了《2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》，規(guī)定谷時段新能源市場化交易電價上限為燃煤基準價的50%，疊加全天9:00—17:00的谷時段劃分，光伏參與市場交易的電價上限為0.153元/度，

“去年年中的光伏組件采購價在1.5元/瓦左右，甘肅光伏項目的綜合電價在0.25~0.28元/kWh左右，項目收益率是達標的。2023年末甘肅電價調(diào)整后，開工在建的光伏項目收益率大幅下降，央企投資商要求‘毀約’或降價收購，平均100MW電站虧損約8000萬元左右”。

據(jù)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，央國企無法直接落地對應(yīng)的配套產(chǎn)業(yè)，所以往往與制造企業(yè)聯(lián)合開發(fā)。但新的電價政策導(dǎo)致項目收益率嚴重不達標，央企無法過會，要么放棄，要么降價收購。對我們而言，如果合作項目不能盡快出手就意味著投資的全虧損，現(xiàn)在只能是加快建設(shè)，即便虧損也要快速回籠資金。”

事實上，隨著光伏裝機不斷增長，電網(wǎng)調(diào)整消納壓力越來越大，各地政府正不斷出臺相關(guān)政策來引導(dǎo)負荷平移，促進新能源消納。與此同時，各省光伏參與市場化交易比例越來越高，疊加新能源保障收購電量底層規(guī)則的改變，光伏項目正面臨著電價大范圍下降的嚴峻挑戰(zhàn)。項目收益大打折扣，光伏電站的投資價值隨之下跌，部分地方的新能源投資幾乎全部轉(zhuǎn)向風電。

“如果能再晚一點開工就好了，沒想到組件會降的這么嚴重。但即便是現(xiàn)行的組件報價，面對甘肅高配套費、低電價，其性價比也無法與風電抗衡，今年的開發(fā)商幾乎全部都倒向了風電項目。”如其所言，日前，甘肅陸續(xù)公示了“十四五”第三批風光競配指標結(jié)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，已批的大基地沒法通過投資決策會，去年年底并網(wǎng)的光伏項目公司更是一片哀嚎。”

晶科科技甘肅區(qū)域集中式光伏電站上網(wǎng)電價則從0.49逐漸降至一季度的0.27，其電價跌幅均達40%以上。

光伏們觀察到，根據(jù)正泰電器、晶科科技披露的光伏電站經(jīng)營數(shù)據(jù)來看，其位于甘肅的光伏上網(wǎng)電價均出現(xiàn)了明顯下跌。正泰電器在甘肅區(qū)域的集中式光伏電站網(wǎng)電價從0.3元/千瓦時左右降至2024一季度的0.18元/千瓦時;

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

除甘肅外，寧夏、內(nèi)蒙、廣西、青海、云南、新疆等光伏裝機大省也陸續(xù)出臺了分時電價政策，光伏綜合上網(wǎng)電價均出現(xiàn)了明顯下降。

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

寧夏根據(jù)《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》來看，光伏參與電力市場交易比例高達80%以上，再結(jié)合《關(guān)于做好2024年電力中長期交易有關(guān)事項的通知》，寧夏光伏發(fā)電時段為谷電價，而谷電價則不得超過燃煤基準價的70%，即寧夏光伏項目有80%的光伏電價上限為0.182元/度。對比2022年光伏市場化交易執(zhí)行不低于燃煤基準價的要求來看，寧夏光伏上網(wǎng)電價下降30%。

青海今年4月印發(fā)《關(guān)于優(yōu)化完善我省峰谷分時電價政策的通知》，9:00—17:00為谷時段，光伏市場化交易謀定峰平谷電價，谷電下浮不低于20%，年度交易比例不低于80%。“現(xiàn)貨全面鋪開后光伏的平均電價要下降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(qū)發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價有關(guān)事宜的通知》后，光伏受分時電價政策的影響非常大，其發(fā)電高峰期至少6小時位于平時段或者低谷時段，并且在5-8月份還有2小時位于深谷時段，聊勝于無。

上表是光伏們根據(jù)調(diào)研了解到的2024年新疆部分風光場站的年度中長期電價結(jié)算情況，從綜合結(jié)算電價來看，新疆風電、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。

云南光伏上網(wǎng)電價則由“80%燃煤基準接+20%市場化”進一步下降到“55%燃煤基準價+45%市場化”;內(nèi)蒙古則是光伏保障收購小時由450降至250小時，其余全部進入電力市場化交易，交易電價執(zhí)行峰平谷分時段價格，而內(nèi)蒙古11:00—16:00全年均為谷時段，下浮比例最低為平時段的50%以上。

隨著各省光伏裝機比例的逐漸上漲，全國范圍內(nèi)的光伏電價變化已然是可以預(yù)見的趨勢，無論是地面還是分布式光伏電站，進入電力市場已近在眼前，光伏電站投資不確定性加大，這也對投資商在投資區(qū)域選擇、項目推進節(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)。