中國儲能網訊：隨著新能源風電、光伏發(fā)展進入新的階段，其正在面臨四大挑戰(zhàn)，即土地問題、消納難題、隱性開發(fā)成本以及市場化交易問題。
一、土地資源限制越來越多
土地資源限制主要體現在土地利用合規(guī)性考核越來越嚴格和土地相關費用成本不斷擴大兩個方面。
1、土地利用合規(guī)性考核變嚴
以光伏為例，隨著《關于支持新產業(yè)新業(yè)態(tài)發(fā)展促進大眾創(chuàng)業(yè)萬眾創(chuàng)新用地政策的意見》（國土資規(guī)〔2015〕5號）、《關于支持光伏扶貧和規(guī)范光伏發(fā)電產業(yè)用地的意見》（國土資規(guī)[2017]8號，兩個文件的失效，相關部門又陸續(xù)發(fā)布了《關于支持光伏發(fā)電產業(yè)發(fā)展規(guī)范用地管理有關工作的通知》（自然資辦發(fā)〔2023〕12號）、《關于以第三次全國國土調查成果為基礎明確林地管理邊界規(guī)范林地管理的通知》（自然資發(fā)[2023]53號）文件，其中對土地的要求越來越嚴苛，已經明確嚴禁占用耕地，對于林地和草地的占用也提出了更加明確嚴格的要求。
同時隨著三調圖的使用，原本符合光伏建設的土地性質也有可能會發(fā)生變化，導致項目難以繼續(xù)實施。筆者近期聽到一個廣東的案例，就是由于土地性質發(fā)生變化導致已經安裝的光伏電站被拆除50MW的裝機。
同樣的問題，風電項目一樣面臨，雖然風電點征用地較少，但涉及到倒塔距離、噪聲污染等問題，可選區(qū)域較少。以江蘇為例，江蘇近幾年的陸上風電指標批復數量為0，全力發(fā)展海風。此外在福建也有類似的情況。
2、土地占用成本攀升
土地占用成本攀升主要體現在三個方面：
首先是永久用地（建設用地）的占用，此部分與地方政府的要求相關，以筆者經歷的項目來看，某些地區(qū)升壓站和儲能場站永久用地（建設用地）費用能高達70-100萬/畝不等，大幅拉升項目建設成本；
其次是臨時占用（租賃部分的土地），這個問題主要是在光伏電站較為明顯，光伏場區(qū)土地可以通過租賃方式占用，但是租賃價格近幾年水漲船高，某些地區(qū)土地租賃單價可達2000+/畝/年；
再次，就是土地相關的稅費，尤其是耕地占用稅和城鎮(zhèn)土地使用稅，不同地區(qū)要求不同，征收標準、征收面積各地不盡相同，對光伏電站的建設和運營期成本影響很大。尤其是對兩稅應稅面積的認定，各地很不透明。有的地區(qū)以光伏租賃面積為征收基數、有的以光伏陣列投影面積為基數、有的以光伏陣列基座面積為基數，還有的直接免征。
二、消納形勢越來越嚴峻
在消納方面面臨的主要問題是新能源棄風棄光現象逐漸嚴重、消納利用率統(tǒng)計標準不透明等相關問題。
1、棄風棄光現象逐漸嚴重
下圖是截止到2024年7月全國新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布的各省級區(qū)域新能源并網消納情況匯總表。
其中以河南省光伏為例，其2021-2023年以及2024年1-7月消納利用率分別為：99.9%、99.5%、97.7%、97.6%。隨著裝機規(guī)模的擴大，消納利用率下降已經是不爭的事實。以上是權威機構的公開信息。但是以筆者參加的一些交流活動了解的信息，實際各地消納情況遠比上述數據惡化，首先區(qū)域分化嚴重，比如西北地區(qū)消納壓力更大，此外，同一區(qū)域，接入點位不同，消納情況差別也很大。
2、消納數據的統(tǒng)計標準也并不清晰
首先在《風電場利用率監(jiān)測統(tǒng)計管理辦法》（國能發(fā)新能規(guī)〔2022〕49號）和《光伏電站消納監(jiān)測統(tǒng)計管理辦法》（國能發(fā)新能規(guī)〔2021〕57號）（以下簡稱《辦法》）規(guī)定的風電場、光伏電站可用發(fā)電量和受限電量統(tǒng)計方法，新能源利用率按僅考慮系統(tǒng)原因受限電量的情況計算，電網企業(yè)要明確并公布特殊原因受限電量的認定標準及計算說明。
其次，根據《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，因可再生能源發(fā)電企業(yè)原因、電網安全約束、電網檢修、市場報價或者不可抗力等因素影響可再生能源電量收購的，對應電量不計入全額保障性收購范圍。這表明，當新能源發(fā)電項目未能參與市場交易時，其未成交的電量不會計入限電時間。
綜上，新能源項目限電再啟，依靠全國消納預警數據已經不再準確，限電分析變的更為復雜，進而新能源電站收益測算將變得極為困難。
三、項目開發(fā)隱性成本不斷攀升
在風光等新能源設備造價大幅降低的背景下，新能源項目開發(fā)建設成本本應下降，但是面對各種隱性成本的攀升，新能源項目實際造價并未大幅下降，甚至在部分地方造價反而上升。
以“球哥看風”提到的案例--河北平順縣馭風行動試點20MW規(guī)模投資預算1.6億，折合造價約8000元/kW。項目造價遠超實際建設成本。
事實上，自2021年以來，很多省份對風光等新能源項目開發(fā)均提出了產業(yè)配套的要求，對新能源風光電站的開發(fā)指標主要通過“競配/優(yōu)選”方式確定。從各地發(fā)布的“競配/優(yōu)選”方案來看，企業(yè)實力、投資業(yè)績、申報電價、儲能配置、產業(yè)配套以及對地方稅收、關鍵產業(yè)發(fā)展、脫貧攻堅等作出的貢獻成為重要評價指標，甚至部分地區(qū)為了完成外資投資的任務，還將引入外資加入新能源項目開發(fā)的條件。
此外，除了地方政府要求的產業(yè)配套成本外，土地和電網接入等隱性成本也在不斷攀升。
四、電力市場化交易帶來新的挑戰(zhàn)
電力市場化交易所帶來的挑戰(zhàn)除了我們常說的“量、價”問題，還有運營期市場化交易策略管理難度、考核及輔助分攤費用上升的問題。
1、“量”、“價”的不確定性
電力市場化交易是趨勢，早在2022年1月28日，發(fā)布的《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》中就明確：“到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內得到進一步優(yōu)化配置”。
2024年4月1日，國家發(fā)改委《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》正式生效，意味著新能源電力市場逐步進入市場化交易。風電光伏項目由之前的“全額收購”變?yōu)椤叭~保障性收購” ，電網企業(yè)僅承擔保障性電量部分的收購義務。將風電光伏項目的上網電量劃分成保障性收購電量和市場交易電量。保障性收購電量執(zhí)行“保量保價”政策，即以煤電基準價進行收購。市場化部分電量，根據市場的變化價格不定，不保量不保價。這也就是我們常說的“量”、“價”的不確定性。
但是也需要看到，“量”、“價”的不確定性，并不代表電費收益一定會降低。以筆者工作中接觸到的冀北、貴州、廣東地區(qū)部分項目來看，參與市場化交易電價反而較當地的燃煤標桿電價變高，參與的比例越高，電費綜合收益越好。但是，也需要看到甘肅等地新能源電站參與市場化交易后對收益的重大不利影響。所以市場化交易收入區(qū)域分化特征比較明顯。
2、運營管理難度提升
風光等新能源電站，由原來保量報價階段的“運維”到市場化交易階段的“運營”，從“維”到”營“，背后包含了”營業(yè)“、”營銷“和”營利“三個層次的變化，在新能源面臨”量價雙殺“的背景下，運營將顯得尤為重要，運營包括：初級的設備管理、還包括交易管理（發(fā)電量預測、交易策略）、客戶管理（服務營銷、服務產品交付）、能量調度管理（包含與負荷、儲能等主體的協(xié)同）等系統(tǒng)的專業(yè)能力。
筆者近期和同行交流了解到：同樣是在甘肅，在相同的市場化交易規(guī)則下，有專業(yè)運營團隊的電站，通過利用算法輸出交易策略并匹配營銷措施，可以在提高綜合電價、降低棄風棄光率方面發(fā)揮重要作用。
3、考核及輔助分攤費用上升
考核費用主要與發(fā)電量預測的準確程度有關。風光新能源電站發(fā)電具有 明顯的間歇性、隨機性以及不確定性，在電力市場中發(fā)電量預測的準確程度直接影響考核費用的支出。舉個簡單例子，在現貨市場中，如某電站預測某時間段發(fā)電1萬度，并按照1萬度申報交易，但實際只發(fā)電7千度，剩余的3千度則需要到電力市場中購買來完成交易。除了可能有電費差額損失外，還要面對的就是考核費用。以筆者看到的某地區(qū)兩個不同光伏電站，由于交易管理水平的差異，導致其考核費用區(qū)別很大。目前筆者看到的項目考核費用度電分攤要在1分錢左右（樣本數量小，不具有代表性）。
輔助分攤費用主要是風光新能源電站對靈活性調節(jié)資源（服務）的付費。隨著新能源裝機比例的增大，電力系統(tǒng)為保持平衡穩(wěn)定，對調節(jié)性資源的需求變大，按照“誰受益、誰付費”的原則，相應的新能源電站分攤的輔助服務費用也會提升。這塊筆者見到比較夸張的是黑龍江，度電輔助分攤費用在5-7分錢不等。
以上就是筆者對土地、消納、隱性成本及市場化交易對新能源風光電站開發(fā)的影響分析。隨著開發(fā)步入新階段，以央企為主導的收購方愈發(fā)注重資產質量與效益，推動產業(yè)向理性務實轉型且新能源發(fā)電的環(huán)境價值正逐步顯現。未來，隨著政策完善、技術進步與成本降低，新能源項目開發(fā)將迎來更加繁榮、可持續(xù)的未來。
