电力营销，光伏投资再迎挑战

2024年，光伏投资发生了多方面的变化。在严峻的消纳形势下，多地光伏电站出现发电量和电价双双下跌的情况。

种种迹象表明，当前光伏投资不只是传统的开发、建设及并网三大环节，投资者需更进一步考量光伏电站发电量的营销问题，即在限电与交易的大环境下，通过签署中长期协议或者直供电等方式，寻找适宜的消纳渠道，光伏投资链条正在延长，投资难度加大。

在早期全额保障性收购政策下，可再生能源电量由电网企业实行“统购统销”，光伏电站可谓是一门低风险、高收益、可测算的“好生意”。

但随着光伏装机量迅猛增长，政策对电量和电价的保障范围逐步缩减。进入2024年，在消纳矛盾凸显的情况下，无论是集中式还是分布式光伏电站都面临着“量价双杀”的困境。

实际上，全国多地的光伏电站都正在遭遇不同程度的限电损失。全国新能源消纳监测预警中心数据显示，2024年1-10月，全国100%消纳省市由12省锐减至仅4省，特别是西部负荷不足地区，光伏发电利用率明显下降。10月，利用率最低的西藏地区已降至65.5%，甘肃、新疆、宁夏、青海几省光伏利用率普遍在88%左右。

光伏們此前也了解到，今年以来，西北地区的限电率逐步攀升，部分省份的平均限电率基本在10%-30%之间，部分地区因负荷不足可达50%。随着大基地项目的陆续投产，这一形势将愈发严峻。

同时，在上网侧分时电价以及电力交易等影响下，新能源电价也在持续下降。白天光伏大发时期的长时段低谷电价，叠加电力辅助费用，使得一些存量光伏电站正处于亏损运营状态、部分新项目投产即亏。根据飔合科技数据，2024年上半年，新疆省内光伏电量结算均价0.165元/kWh，甘肃为0.182元/kWh。

尽管消纳形势不容乐观，但光伏装机依然保持高速增长。2024年1-10月，光伏新增装机为181.3GW，同比增长27.2%。可以预见，随着光伏装机与消纳矛盾进一步升级，光伏电站交易电量和电价持续下滑已是必然之势。

因此，在新投资形势下，光伏电站业主若无法接受高比例限电与低电价，就必须主动探寻电站发电量应用和增值的新途径。

可以明确的是，在市场环境好转之前，新能源电站投资企业需要自行为电量与电价寻找出路。部分央企在今年的重点工作中明确建立区域营销中心，进一步提高新能源营销能力。

但从发电侧转向电力应用环节，光伏投资者将涉及更多领域，接受新竞争环境下技术与模式的重重考验。譬如，光伏装机量首屈一指的西部省份，正在积极探索光伏电力消纳途径。近两年来，内蒙古、宁夏、青海、新疆等地通过审批的风光项目基本具有自带负荷的特征。

今年3月，新疆下发《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》一文中提出，通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园等五大路径来配套风、光电站的开发投资。同时，西部地区正积极推动风、光新能源电力与化工产业的深度融合，广泛实施风光制氢、制氨、制醇等绿色能源化工模式，强制高耗能企业消费绿电等。

但增加负荷侧建设环节进一步加剧了项目落地的难度。以可再生能源制氢为例，其在技术和商业化应用方面存在诸多堵点。由于可再生能源波动性，直接制氢技术尚不成熟，绿氢成本相对较高；氢能储运面临安全与成本的问题；在氢能下游如交通、工业的应用中，还需与灰氢和蓝氢同台竞争等等。

对于在制氢领域经验不足的企业来说，即使以负荷拿到风光项目指标，短期内无法建成，也面临着被收回项目指标的风险。

7月，内蒙古自治区能源局印发《内蒙古自治区人民政府办公厅关于进一步加快推动氢能产业高质量发展的通知》，要求风光制氢一体化项目批复后，应当在1年内达到实质性开工(完成计划投资45%以上)。确实无法开工建设的，严格履行相关程序后，由盟市能源主管部门决定终止(撤销)项目。“十四五”以来，内蒙古已废止了超6GW的风光制氢一体化项目，占自治区被废止项目的一半。

从建设进度来看，风光制氢项目短期内对电力起到的消纳作用也有限。内蒙古自治区首批批复、首个开工、首个产氢的风光制氢一体化示范项目——准格尔旗纳日松光伏制氢产业示范项目于2023年6月产出氢气，但在8月15日电解槽才全部调试完成开始投料试车。下发的其他多个项目也或被废止、或仍在建设中。

尽管如此，在限发、绿电无处消纳的情况下，新能源与化工结合仍是发电央国企近年来重点布局的方向，绿氢、绿醇、绿色航油、高耗能用户绿电替代等项目频频投建。