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坐擁優(yōu)渥光照資源以及廉價土地的青海是國內(nèi)新能源發(fā)展的先行省份，自2010年青海兩個光伏電站獲批成為國家特許權招標項目后，便開啟了青海省的光伏發(fā)展之路。在國內(nèi)光伏電站發(fā)展初露矛頭之時，青海一馬當先充當著先行軍的角色，經(jīng)過十年的發(fā)展，加之水電資源的支持，青海已經(jīng)連續(xù)三年穩(wěn)居清潔能源占比與新能源占比全國第一的頭銜。截止到2021年底，青海清潔能源裝機占比達90.83%，新能源裝機占比61.36%。

受消納影響，西北地區(qū)的新能源發(fā)展在2017年前后陷入僵局。近幾年，隨著新能源限發(fā)的緩解，西北地區(qū)正重回光伏電站開發(fā)的高光時刻，青海亦不例外。尤其是在雙碳目標的支持下，各路投資企業(yè)紛紛涌入青海，試圖再造一片光伏投資熱土，僅2021年青海便先后下發(fā)了超過50GW的光伏項目指標。

然而，項目指標的大規(guī)模下發(fā)背后，進入全面平價的青海新能源尤其是光伏投資的困境卻隨之凸顯。隨著組件價格從最低1.4元/瓦迅速攀升至1.8元/瓦以上，加上新能源配套儲能的強制要求，在諸多新的邊界條件下，青海的光伏投資正面臨收益率達標的挑戰(zhàn)。

當?shù)刭Y深光伏行業(yè)開發(fā)人員李青（化名）表示，“青海的項目看似‘風光無限’，投資企業(yè)絡繹不絕，但在青海真正持有項目的企業(yè)都知道，在青海投資新能源電站遠沒有看起來那么‘風光’，大部分在建項目處于半停滯狀態(tài)，投資企業(yè)進退兩難。”

根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2021年全國光伏平價首年，青海新增光伏裝機僅753MW，近五年來首次跌破GW級增幅。

低電價的“夢魘”

青海光伏發(fā)展有其特殊的孕育條件。青海是水電大省，在全省電源裝機中，水電裝機12.63GW，占比高達30%。2016年開始，青海明確新能源上網(wǎng)電價以水電綜合電價結算，0.2277元/千瓦時正式載入青海新能源發(fā)展史。

李青解釋道，“青海以0.2277的水電綜合價作為光伏平價標桿其實是一個歷史問題。在補貼時代，全國根據(jù)三類資源區(qū)劃為固定上網(wǎng)電價，青海光伏電價為0.2277+國家財政補貼，盡管水電綜合電價較低，但在國家補貼之下，青海的新能源電站收益率仍然較為可觀。平價之后，尤其是組件價格持續(xù)上漲以及配套儲能的要求下，遠低于全國基準電價的水電綜合電價弊端便凸顯出來，0.2277元/千瓦時的電價目前無法支撐光伏電站開工建設。省里也組織過幾次關于電價調(diào)整的座談會，但最后都不了了之了”。

雪上加霜的是，0.2277元/千瓦時已經(jīng)是青海新能源上網(wǎng)電價的“天花板”了，在高比例的市場化交易下，青海新能源年度平均電價大多不足0.2元/千瓦時。“除了領跑者項目與光伏扶貧之外，青海光伏電站基本以電力市場化交易為主。2021年海西州新能源發(fā)電省內(nèi)市場化交易的均價在0.15元/千瓦時左右”，李青補充道。

根據(jù)西北勘測設計研究院新能源工程院總工程師、規(guī)劃研究中心主任惠星的光伏平價測算表來看，以青海0.2277元/千瓦時的結算電價以及當下超過4元/瓦的建設成本來看，只有當有效利用小時數(shù)保持在1900小時才能夠達到收益率要求。

消納的壓力

西北地區(qū)是我國新能源發(fā)展的先行者，但2016年前后，受消納所限，西北五省幾乎一年之內(nèi)失去新能源發(fā)展的頭部地位。2018年消納紅色預警轉橙之后，西北五省才陸續(xù)重新啟動了新能源的規(guī)劃與發(fā)展。按照新能源消納監(jiān)測預警中心數(shù)據(jù)顯示，2021年全國11省市風光利用率達到100%，其中光伏發(fā)電利用率98.2%。


從全國新能源消納監(jiān)測預警中心的數(shù)據(jù)來看，青海2021年光伏電站的平均利用率為87%，其中8-10月利用率不足80%。據(jù)李青透露，除了光伏扶貧與領跑者項目之外，青海省其他項目均沒有保障小時數(shù)，其所在企業(yè)光伏電站限發(fā)仍較為嚴重，實際利用小時數(shù)僅為800h左右。

熟悉青海新能源發(fā)電情況的資深人士告訴光伏們，“2021年青海新能源利用率有所下降，是由于2020年新能源新增并網(wǎng)861萬千瓦，同比增幅達54.4%，階段性供大于求現(xiàn)象更加凸顯，加之新能源發(fā)電與負荷側用電存在的時間不匹配問題，秋季新能源大發(fā)時的用電水平處于全年低谷。”


除了負荷端的不匹配，李青認為，“青海省內(nèi)用電負荷比較低，基本以外送為主，電力公司為保障電網(wǎng)的安全與穩(wěn)定，嚴格遵守國家標準下的‘N-1’調(diào)度策略，雖然保障了較高的安全冗余系數(shù)，但帶來的結果就是新能源電站被持續(xù)限發(fā)。”

根據(jù)電力調(diào)度信息以及國家標準查詢發(fā)現(xiàn)，“N-1”調(diào)度策略是國家標準《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》（GB 38755-2019）中“正常運行方式下的電力系統(tǒng)受到下述單一故障擾動后，保護、開關及重合閘正常動作，不采取穩(wěn)定控制措施，應能保持電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行和電網(wǎng)的正常供電，其他元件不超過規(guī)定的事故過負荷能力，不發(fā)生連鎖跳閘”的強制要求。

國家標準的執(zhí)行是打造國家堅不可摧全球最堅強的技術基礎，從電力系統(tǒng)的角度，這無可厚非，但新能源電站的限發(fā)也是青海的現(xiàn)狀。

上述人士解釋道，目前，青海省內(nèi)新能源裝機大、負荷小是不爭的事實，在保障省內(nèi)能源安全穩(wěn)定供應的基礎上，跨省外送是主要任務。除依托已建成投運的青豫直流工程外，大部分外送還需要依托大電網(wǎng)省際聯(lián)絡線。根據(jù)青海省“十四五”電力規(guī)劃，省內(nèi)正在持續(xù)優(yōu)化電網(wǎng)結構，加快推動第二條特高壓通道研究、規(guī)劃等相關工作。

新能源投資陷入“困局”

在青海投資企業(yè)面臨的困境中，低電價與消納壓力僅僅是冰山一角。在全面平價之后，配套儲能、送出工程等非技術成本的推高，也進一步加劇了青海新能源項目投資的落地難度。

2021年11月，青海省下發(fā)關于新能源開發(fā)建設的有關文件中明確，青海風光大基地項目需按（15%-20%）*4小時比例配置儲能，其余及市場化項目則全部按照15%、4小時比例配置儲能，否則將不予并網(wǎng)。以一個100兆瓦光伏電站配儲能20%*4h為例，如果按照1.7元/千瓦時的價格進行測算，投資企業(yè)需要承擔的儲能成本為1.36億元，相當于光伏電站的建設成本再增加1.36元/瓦。

除了配套儲能之外，升壓站的建設也在進一步壓縮青海新能源投資企業(yè)的收益空間。按照青海新能源投資慣例，新能源項目升壓站大都由企業(yè)自建或者合資共建。據(jù)了解，幾家深耕青海的主力發(fā)電企業(yè)承擔了升壓站的投資建設角色，其他新能源發(fā)電企業(yè)通過繳納0.6-0.8元/瓦不等的容量費進行接入。

實際上，這一情況在全國各地都較為常見。但問題在于，在目前的投資壓力下，這一筆支出對于青海新能源投資企業(yè)來說更為艱難。

一邊是項目批復規(guī)模的快速增加，另一邊是消納受限、成本高啟、電價難漲。李青無奈道，“平價之后，青海的光伏項目幾乎陷入了死循環(huán)，幾家主要投資企業(yè)碰頭了好幾回希望能找到一個解決方法，但都不了了之，這也是從去年開始青海新能源項目進入半停滯狀態(tài)的主要原因。”

為了逃出這一看不到希望的困局，“現(xiàn)在青海的部分光伏電站正試圖尋求出售存量項目獲取溢價來規(guī)避后續(xù)的損失，但幾乎沒有企業(yè)愿意接手，轉手非常困難”，李青補充道，有央企投資的項目即使建成了也處于全面虧損的狀態(tài)，大家都不知道后續(xù)該如何做。

事實上，在電力交易、消納等多重因素下，一些持有存量新能源項目的國有企業(yè)也不堪重負。2021年7月，青海省水利水電集團掛牌出售旗下所屬新能源板塊70%股權，6家新能源企業(yè)2020年虧損總額達2.17億元，國家電投黃河公司最終以4.01億元接手了該部分資產(chǎn)。

對于青海來說，打造新能源產(chǎn)業(yè)高地已經(jīng)成為戰(zhàn)略發(fā)展的重要方向。而青海作為新能源發(fā)展的先行軍，其特殊的發(fā)展環(huán)境為新能源的快速發(fā)展提供了寶貴的經(jīng)驗。但從現(xiàn)狀來看，得天獨厚的風光資源使得政府將新能源視為刺激投資的重要戰(zhàn)略之一，近60GW的指標批復也讓新能源企業(yè)趨之若鶩。但最低的電價、高限發(fā)比例以及非技術成本的居高不下卻使得新能源企業(yè)乘興而來，鎩羽而歸。

在這場百年未見之大變局中，如何在實現(xiàn)低碳轉型的大目標下，探索合理的規(guī)則進而推動多方的和諧持續(xù)發(fā)展不僅是青海新能源發(fā)展面臨的問題，也是其他省份在新能源占比持續(xù)提升中面臨的新課題。在這其中，政府、投資企業(yè)、電網(wǎng)等各個角色也都在面臨著挑戰(zhàn)。 

原標題：“風光無限”的背后：青海新能源投資困局