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“双碳”背景下新能源市场项目开发的路径研究

2024-10-23 101 上传者：管理员

摘要：为解决当前新能源市场信息鱼龙混杂、项目开发质量不一的问题，以新能源市场发展现状为切入点，分析当前新能源市场项目开发所面临的机遇与挑战，提出新能源市场开发应准确把握“六要素”，包括项目信息来源、项目投资方向、项目经济可行性、项目潜在风险、各方利益诉求、项目实施难度等综合研判项目开发质量，以期为新能源项目市场开发提供参考，使项目开发做到依法合规、合理布局、风险可控、经济可行。

关键词：
“双碳”
市场开发
新能源
电力系统
绿色低碳
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1、新能源市场发展现状

“双碳”目标背景下，我国能源电力系统向清洁转型之路加速迈进，交上了一份亮点纷呈的“成绩单”。根据国家能源局发布的电力工业统计数据，截至2024年4月底，全国累计发电装机容量已突破30亿k W，同比增长14.1%。其中，太阳能发电装机容量约为6.7亿kW，同比增长52.4%；风电装机容量约为4.6亿kW，同比增长20.6%。新能源发展势头良好，装机规模持续扩大，且发电量稳步增长，逐渐成为保障电力供应的新生力量，彰显出我国新能源发展的强大动能和坚实足迹。

与此同时，大批企业进入新能源投资领域，既有传统能源领域的央企、国企，又有部分之前未涉足新能源项目开发、为寻找新业务增长点的大型央企和民企。例如，主营业务非能源领域的央企中国建材集团、中国交建、中国铁建、中国船舶、中航集团、融通农发集团等，借助自身资金优势及原有产业积累的政府资源以及土地资源，推动新能源市场开发向细分领域发展，进入了高速扩展、跨界融合、专业细分、竞争激烈的发展阶段。

2、当前新能源市场开发的机遇与挑战

2.1新能源市场开发的机遇

产业发展政策方面，“双碳”目标提出后，大力发展以风电、光伏为代表的新能源已经成为我国电力行业转型发展的必然方向。习近平总书记在气候雄心峰会上提出，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。国务院在《2030年前碳达峰行动方案》中提出，全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，加快建设风电和光伏发电基地。在政策支持和宏观产业布局下，新能源市场仍处于稳住存量、拓展增量的快速发展阶段。

产业发展特点方面：①新能源产业属于资金和技术密集型产业，具有前期资金投入大、产业链长的特点，对与新能源密切相关的上下游产业起到重要的推动作用。②新能源产业的发展，使经济增长对传统能源的依赖程度有所降低，对国家能源安全和经济可持续发展尤为重要。③新能源具有清洁能源属性，可以有效减少能源污染，缓解经济高速发展带来的环境压力。

综上，新能源产业的社会、经济和环境效益显著，产业的技术扩散和经济乘数效应也助力新能源产业成为未来经济的新增长点。

2.2新能源市场开发面临的挑战

(1）开发成本上升。

2021年以来，云南、湖北、贵州、甘肃、宁夏、安徽等省份对新能源项目开发均提出了产业配套的要求，企业开发成本大幅提高。例如，南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万kW项目的风电开发企业无偿给予镇政府2 000万元扶贫资金，开发成本提高了0.18元/W[1]；西北某县政府以征地协调为由，要求10万kW项目的风电开发企业无偿修建6 km旅游道路，开发成本提高了0.2元/W。各地政府对新能源产业落地和资源配套费用的要求，导致新能源市场开发非技术成本直线提高，设备价格的大幅下降也难以覆盖非技术成本和中间费用，光伏项目已经出现了非技术成本和技术成本倒挂的情况。

(2）电价收益下降。

2024年初以来，多个省份出台了2024年电力中长期交易规划，光伏参与电力市场化的比例越来越高，电价越来越低。以宁夏回族自治区为例，根据《自治区发展改革委关于核定2024年宁夏优先发电优先购电计划的通知》，光伏参与电力市场交易的比例达到80%以上，根据《自治区发展改革委关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》，宁夏回族自治区光伏发电时段为谷电价，而谷电价不得超过燃煤基准价的70%，即宁夏回族自治区光伏项目有80%的光伏电价上限为0.182元/（k W·h）。相较于2022年光伏市场化交易执行不低于燃煤基准价的要求，宁夏回族自治区光伏上网电价下降了30%。此外，在内蒙古自治区，光伏保障收购小时数由450 h降至250 h[2]；广西壮族自治区保障收购为500 h，超出500 h的电量按照政府授权合约0.38元/（kW·h）结算，相比此前电价降低2分/（k W·h），预计收益下降5%以上；云南省光伏上网电价由“80%燃煤基准电价+20%市场化”进一步下降到“55%燃煤基准价+45%市场化”。

(3）电网消纳能力不足。

新能源新增装机量快速增长，导致电网接入和消纳能力严重不足。例如，某些省份划定了接入红色预警，某些区域电网可开放容量为0，这意味着项目无法接入电网。同时，配电网改造投资不足，特别是分布式光伏项目，由于分布式发电技术具有电压和频率不稳定的特点，易对大电网造成冲击，要对其并网容量进行限制。

3、新能源市场开发应准确把握“六要素”

虽然新能源市场面临很多挑战，但相对而言，新能源项目盈利模式清晰，新能源市场发展前景乐观，使越来越多的企业和人员参与到新能源市场开发中。但是，目前的新能源市场开发仍存在信息不对称及较多“二手”“三手”信息等问题，导致项目被重复倒手或是市场准入条件因地方差异而标准不一。同时，项目开发人员缺乏严谨专业的判断，导致新能源项目开发质量参差不齐。为了解决上述问题，在新能源市场开发中，项目开发人员应准确把握项目信息来源、项目投资方向、项目经济可行性、项目潜在风险、各方利益诉求、项目实施难度等“六要素”。

3.1认真甄别项目信息来源

项目信息来源是判断项目可靠性、可行性的关键因素，需要项目开发人员认真甄别。一方面，从内部与市场开发部、投资管理部等相关业务开发部门或市场开发主体沟通，了解是否有其他市场开发主体跟踪类似项目；另一方面，从外部与新能源行业有关从业人员沟通，了解项目信息的可靠性、研判项目申报路径的可能性，从多来源的信息交叉验证项目实施的可能性。

3.2准确研判项目投资方向

从项目类型、项目规模、产业要求、地域政策等方面，综合研判项目是否符合企业的投资方向。新能源项目主要有大基地、光伏、光热、风电以及光伏治沙等综合开发项目，尤其是在渔光互补、光伏交通等多业态融合项目的选择方面，要围绕企业的主责主业，符合企业投资方向。在项目规模方面，坚持建设规模及投资规模适度，与企业的发展战略、发展阶段、资产经营规模、资产负债水平、筹融资能力、人才专业化水平等相适应。在产业要求方面，对于采用“新能源+产业”模式的投资项目，应该依托企业综合优势，优先选择主业明确允许投资项目作为配套产业。

3.3深入分析项目经济可行性

项目经济可行性是项目成立的根本。在项目选择上，除了要符合公司项目投资规定财务评价标准，满足项目全投内部收益率、资本金内部收益率等财务要求之外，还应对市场和政策有前瞻性的判断，充分考虑其潜在收益风险。具体如下：①各地限发电。“十四五”以来，随着各省风光电站装机规模的快速扩大，限电率也在逐步提高，西北地区不少省份限电率已经超过10%，而2023年河南省的户用光伏电站拉闸限电也成了常态，甚至山东省新能源电站限电时间超过了80 d[3]。未来，随着电网公司持续放宽95%的消纳红线，预计部分地区弃风弃光率将突破5%。②电力市场化交易。目前的风电、光伏经济评价按固定电价测算，随着新能源电量占比逐步提高，全额保障性收购制度将难以为继，新能源参与市场竞争是大势所趋。电力市场化改革的推进，尤其是电力现货市场试点扩大，使原来的光伏和风电经济性测算难以适应当前日益变化的形势。③峰谷电价调整。自2023年以来，多省调整工商业用电峰谷电价，目前已有10余省在光伏发电最好的午间甚至白天执行谷电价，光伏出力大部分处于这一“低谷电价”时间段。这种午间谷电价使发电收入大幅减少，尤其对于“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏项目而言，回本周期延长。因此，在项目前期测算阶段，要充分考虑投资收益，为项目收益测算留出“安全垫”。

3.4全面评估项目潜在风险

项目潜在风险包括土地风险、电网接入系统风险和收益不确定性风险等方面。

(1）土地风险。

首先，项目用地合规风险。央视《财经调查》推出一期题为《农田里“长”出光伏电站》的报道，直指湖北省某地光伏电站违规占用基本农田的问题。在严守18亿亩（1亩≈666.7 m2）耕地红线的大背景下，该节目一经推出，新能源用地问题再次成为公众关注的焦点。事实上，新能源用地面临土地资源稀缺、租金成本抬高、税费增加等挑战，同时投资企业的土地合规要求也愈发严苛。其次，项目用地租金上涨的风险。除了存量光伏项目因土地合规问题存在风险之外，新项目用地成本也在不断提高。例如，云南省宣威市热水光伏发电项目农用地转用及土地征收的补充公告中显示，该项目在原补偿标准之下，旱地补偿标准增加0.15万元/hm2、草地补偿标准增加了0.09万元/hm2、其他农用地补偿标准增加了0.15万元/hm2、未利用地补偿标准增加了0.075万元/hm2。同时，新项目用地的补偿费用名类更是繁多，不仅要求不得在国家相关法律法规、政策规定和相关规划明确禁止的区域进行光伏发电项目建设，而且对项目用地补偿提出了详细的要求。例如，在贵州省兴仁市的农业光伏电站项目土地流转补偿方案中，租地单价标准如下：水田800元/亩、耕地550元/亩、林地300元/亩、荒山260元/亩，土地流转费用每满5年按上期标准调涨10%，调涨3次后价格不再变动，首次需一次性支付5年的费用，后续5年一付。此外，地面青苗补偿标准为1 000元/亩，并对经济作物果树、林木等均明确了补偿标准。

(2）电网接入风险。

随着新能源新增装机快速增长，电网接入和消纳能力已严重不足。据不完全统计，全国有超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间[4]。

(3）收益不确定性风险。

未来可再生能源上网电量将被分为3个部分。首先，保量保价部分。以煤电基准价收购各省优先发电小时数以内的电量，但就目前市场发展来看，优先发电小时数将越来越低，到2030年之前，预计降低为0。其次，保量不保价部分。以市场化交易形成价格。最后，“合理”弃风、弃光部分。因可再生能源发电企业、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素，不得不弃掉的风电、光伏电量将不计入弃电率。

3.5综合考量各方利益诉求

从地方政府要求来看，新能源市场仍然是前景较好的投资领域，在开发过程中不同程度地要求产业导入、乡村振兴资金、项目公司“干股”或优先股。2021年以来，部分省份提出的产业配套要求，成为新能源投资商获取新能源项目开发指标的必要条件。例如，云南省某地提出产业单体投资达到5亿元给予10万kW装机容量指标，投资每超过1亿元，增加1万k W的装机容量[5]，以资源换产业，促进地方经济发展。尽管能源主管部门多次下发文件要求新能源指标发放不能与产业配套挂钩，但也难以阻止地方政府被利益驱动。对项目合作方而言，路条费、资源费、工程总承包（EPC）、土地租金溢价等方面，也是合作的必然诉求。例如，自2023年以来，光伏组件价格已经从2022年的1.9元/W，跌至现在的0.8元/W，跌幅超过50%，但光伏开发商能获得的利润仍然有限，设备价格的大幅下降仍难以覆盖非技术成本和中间费用的增加。

3.6合理预估项目实施难度

项目开发人员要准确判断项目实施难度，深入分析项目实施的可行性，加强纵向和横向的沟通，对一些明确超过企业发展阶段、运营能力和沟通协调能力的项目要审慎推进。同时，对于从其他地方转手获取的“二手”项目信息，更要深入分析项目未正常推进的原因，发现项目开发的潜在风险，提出解决方案，确定项目是否继续开发。此外，新能源行业是政策、资本和技术密集型产业，特别是在政策方面，各地在土地审批、项目获取路径和市场化交易等政策方面都有较大的差异，要结合当地政策、营商环境、民风民俗，综合考量项目实施的难度。

4、结语

新能源投资盈利模式清晰、保障性上网项目收益确定性较高，导致广大投资者趋之若鹜，使市场竞争无序、产业发展乱象丛生，且近年来政策多变，更在无形中提高了市场开发的难度，因此在项目开发阶段要确保把握“六要素”，紧扣项目成本控制，紧跟市场政策，及时调整投资方向，做到新能源市场开发依法合规、合理布局、风险可控、经济可行，保证新能源行业健康发展、助力“双碳”目标的实现。

参考文献:

[1]国家能源局.《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》发布[A/OL].(2023-03-28)[2024-06-02].

[2]内蒙古自治区能源局.内蒙古自治区能源局关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知[A/OL].(2024-02-04)[2024-06-02].

[3]光伏们.新能源5%消纳红线,已经“名存实亡”[EB/OL].(2024-03-26)[2024-06-02].

[4]张伟.光伏项目开发的四座大山[EB/OL].(2024-02-27)[2024-06-02].

[5]中国电力网. 10个光伏项目!广南县发布“十四五”新能源项目投资主体优选公告[EB/OL].(2022-04-22)[2024-06-02].

文章来源:张金明.“双碳”背景下新能源市场项目开发路径研究[J].低碳世界,2024,14(10):154-156.