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“双碳”背景下我国新能源发展的再思考

2023-10-17 14:30

理性面对新能源发展“三大”难题


随着我国新能源全面迈入平价时代,“跑马圈地”和“一哄而上”围猎新能源的乱象再现。与前几年相比,现阶段新能源市场环境发生了质的改变,在项目开发、建设、运营等整个产业链上都存在不少新问题,概括来说就是“三难”。

前期开发落地难。当前,对于风电、光伏等新能源项目开发,地方政府主要采取竞争性配置、法人主体优选或者产业招商等方式。基本上每次地方政府组织风光资源配置,都会吸引大量的各类企业参与,各方力量激烈角逐,再加上地方政府强制产业配套以及提出的其他特定诉求,导致新能源项目开发难度不断加大。而且即便在成功获取风光建设指标后,在落地转化阶段,也可能会受到土地资源紧张、送出通道不足、融资不及预期、政府要求的建设工期短等因素制约,导致项目难以真正落地。有数据显示,2021-2022年,各省下发的光伏指标超300吉瓦,但下游地面光伏电站新增装机却不足62吉瓦,并网率仅20%左右,也从侧面反映了当前新能源行业面临指标转化率低、项目落地实施难的尴尬窘境。

中期成本控制难。作为风电强国和最大的光伏制造国,我国风电、光伏制造各环节成本下降虽然成效显著,排在世界前列,但项目总体开发成本却始终高于全球平均水平。究其原因,主要是土地、储配、税费、产业配套等非技术成本居高不下,甚至不降反升。根据有关专业机构统计,目前我国地面光伏电站非技术成本已经占到总投资成本的20%以上。多地土地出让价格和租金的一路上涨,种类繁多的用地税费,以及全国普遍的强制配储政策,还有因为产业配套需要付出的开发成本等等,极大地增加了新能源项目的建设成本,严重侵蚀了项目利润空间,给投资主体带来了巨大的成本压力。

后期运营维护难。回顾我国新能源行业发展历程,一个突出特点就是政策更迭快、连续性较差。从以往的标杆上网电价不断退坡到建立指导价机制以及全面平价上网,电价的不断走低同时叠加偏高的非技术成本、保障性利用小时数持续下降、新能源参与辅助服务分摊及偏差考核等,使得新能源的利润空间在不断压缩,投资边界不确定性加大,项目投产后的经济收益越来越与企业的运营能力强挂钩。特别是全国统一电力市场体系的加快构建,新能源全面参与市场化交易是大势所趋,如果运营策略不当、运维能力不强,很有可能会使项目产生亏损。如山西省作为我国首批八个电力现货市场建设试点省份之一,2022年省内光伏电站平均上网电价不足0.2元/千瓦时,明显低于0.332元/千瓦时的燃煤基准价;同样作为我国首批八个电力现货市场建设试点省份之一的山东省,今年五一期间以连续22小时的实时负电价刷新了国内电力现货市场负电价持续时间段纪录。电力市场化交易带来的冲击和挑战,无疑对能源电力企业的运营能力提出了更高的要求。

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