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，據不完全統計，央國企旗下已有30余家新能源企業掛牌轉讓股權，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“擇優開發”的規則。這一擇優的意涵或許意味著：慎重光伏項目的開發、適當向風電項目傾斜。

　　事實上，2024年以來，各地陸續公布了2023年度及2024年度風光項目建設清單。據不完全統計，截至11月底，河北、山西、廣西、湖南、湖北、安徽、貴州、云南等11個省份下發了風電、光伏項目指標，總規模近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“吊打”風電幾年之后，為什么新能源開發業主方重又規避光伏、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。針對后續新能源開發，該央企稱“將大力推進新能源生產管控體系優化，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，尤其是在系統用電高峰的夜間也能夠發電，因此在電價上優于光伏，在發電量保障方面也優于光伏。

　　新能源開發的未來走向

　　據了解，隨著光伏發電占比的提高，全國已經有19個省份將光伏大發的中午時段調整為谷段，頻頻出現的新能源限發限電現象也都出現在光伏大發的中午時段。這意味著很多地區的光伏已經出現“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的業主方，還是會根據現實去理性調整光伏電站的開發節奏。

　　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放量增長。

　　總而言之，盡管短期內光伏的系統占比迅速攀升，帶來諸多問題與矛盾需要化解，現實需要光伏“控量”發展，同時，系統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