新能源市场开发的差异化突围之路

能源是经济社会发展的基础，能源领域的碳减排是实现“双碳”目标的关键一环。党的十八大以来，习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略，为我国能源高质量发展指明了方向，我国加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，能源生产和利用方式发生重大变革，能源高质量发展迈出了新步伐。据国家能源局发布的1-4月份全国电力工业统计数据，截至2024年4月底，全国绿色低碳电力装机总占比达49%，大于火电51%装机占比，1-4月太阳能发电、风电和水电等绿色低碳电力新增发电装机容量占同期新增发电装机总容量的80%，其中，仅太阳能发电新增装机容量就占比达57%。从政策及产业布局来看，新能源市场发展仍具有广阔的市场空间。但同时，发展新能源也面临着电价波动、土地政策和资源的收紧、部分地区新能源消纳压力凸显等挑战。市场的快速发展和面临的系列发展挑战也促使新能源市场开发主体要寻找差异化突围之路，从项目信息来源、投资方向、经济可行性等综合研判，提升新能源项目开发质量。

面对挑战，新能源市场发展全面承压

产业迎挑战。光伏产能快速扩张，价格承压。过去几年光伏行业获得资本青睐，IPO+再融资加码，带动光伏各环节大规模扩产，产能的过快增长导致产能严重过剩，整体供应链价格显著下滑，2023年下半年以来光伏组件价格持续低迷，光伏组件主材环节中，仅硅料、电池片有盈利空间，硅片、组件环节均为负利润。光伏组件市场供过于求趋势明显，供应链价格因短期上下游环节需求的变动而出现短期波动，但长期来看，仍处于买方市场。

陆风海风需求展现稳步回升态势。2020年高热度的陆风抢装潮一定程度上使得市场需求过剩，导致2021年、2022年新增风电装机同比持续减少。但随着风电招标价格持续下降，风电项目终端经济性抬升，带动风电招标高景气，风电并网增速拐点向上，风电装机进入新景气平台。2023年风电新增装机容量达到7590万千瓦，其中陆上风电6941万千瓦，比上一年同比增长112%；海上风电649万千瓦，比上一年增长25.85%，在现阶段设备、技术、施工、运维等成本没有实现革命性突破的情况下，海上风电项目投资收益较难满足项目决策的要求。

政策迎挑战。一是地方政府的开发附加政策。2021年以来，包括云南、湖北、贵州、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，企业开发成本大幅增加。叠加各地方财政吃紧的状况，对新能源产业落地和资源配套费用的要求导致非技术成本直线上升，设备价格的大幅度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。二是电价政策。2024年3月，国家发改委签署发布了新版《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，全额收购被重新定义，新能源全面入市的进程开始加速。年初以来，已经有多个省份出台了2024年电力中长期交易规划，光伏参与电力市场化比例越来越高，电价越来越低。

收益迎挑战。除了电价政策调整带来的收益缩减外，还有土地方面带来的收益挑战。一方面是土地性质的要求越来越严格。2021年底以来农光、水光、渔光互补项目的用地标准趋紧，许多拿到省级指标的项目，最后因土地性质而不得不放弃。此外是土地、消纳的错配。西部地区有土地，但当地用电负荷有限，项目开发全靠特高压通道；东部地区有消纳，但可用的土地极其有限，且对“光伏+”项目的要求越来越严格。另一方面，与光伏、风电技术成本逐渐降低形成鲜明对比，以“土地成本”为代表的非技术成本在不断增长，光伏、风电等项目的土地租金日益上涨。以“沙戈荒”大基地项目为例，土地租金每亩已经上涨到950元，土地租金上涨成为影响收益的重要因素。

消纳迎挑战。新能源新增装机快速增长，导致电网接入和消纳能力严重不足，国家统计局数据显示，2023年，全国发电量94564亿千瓦时，其中火电占比66.3%。进一步细分，非化石能源发电装机规模占比52%，但贡献了不到34%的发电量。非化石能源装机量“猛增”而发电量“缓升”，根源在于新能源的消纳。根据国际能源署（IEA）的研究，可再生能源发电占比超过15%时，消纳瓶颈就会体现。2023年，我国太阳能、风力发电量合计占比15.6%，刚好突破这一临界值。当电网可开放容量为0，意味着项目无法接入电网，我国新能源开发的某些集中区域甚至出现红色预警。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。

市场迎挑战。新能源市场开发主体日渐庞大。“30·60”目标提出后，大批企业进入新能源投资领域，既有传统能源领域的央企，也有部分之前未涉足新能源项目开发的大型央企进入市场，寻找新业务增长点。例如，主营业务非能源领域的央企中建材集团、中交集团、中国铁建、中国船舶集团、中航集团、融通农发集团等。各地方国企也纷纷通过兼并重组或新设，成立了新能源集团，如江西省交投新能源集团、广西广投能源集团、新疆能源集团，等等。大量民企以其灵活的经营方式占据着大量的新能源市场。仅目前统计的“五大六小”发电集团“十四五”发展总体目标，已超过新能源“十四五”规划每年新增1亿千瓦以上装机目标。所以，新能源市场竞争愈演愈烈，资源获取难度进一步加大。

差异化发展，新能源市场开发的突围之路

对新能源市场发展前景的乐观预期，越来越多的企业和人员参与到新能源市场开发中。但目前的新能源市场开发仍存在因信息不对称及较多的“二手、三手”信息等问题，导致项目被重复交易或是市场准入条件因地方差异而标准不一。同时项目开发人员往往缺乏严谨专业的判断，导致新能源项目开发质量良莠不齐，非技术性成本明显增加。这就要求在新能源市场开发不能“眉毛胡子一把抓”，要寻求发挥自身优势的差异化发展路径，从六个方面分析市场信息，寻求市场突破。

分析项目信息源的可靠性。信息来源是判断项目可靠性、可行性的关键因素，开发人员要认真甄别。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做好沟通，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做好沟通，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。

分析项目投向是否符合主业。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本企业的主责主业，且能发挥差异化优势。新能源项目主要有大基地、风热、陆上风电、海上风电、渔光、牧光、光伏治沙等，比如，南水北调新能源公司主责主业是围绕南水北调和国家水网开展项目，在项目类别选取上主要围绕水能融合，寻求差异化突破；比如中储粮开发新能源，主要围绕两库的用能需求，等等。在项目规模上，坚持建设规模及投资规模适度，项目建设规模和投资规模应与企业的发展战略、发展阶段、资产经营规模、资产负债水平、筹融资能力、专业化水平等相适应。在产业要求上，对采用“新能源+产业”模式的投资项目，应该依托企业的优势优先选择主业明确允许投资项目作为配套产业。在地域政策上，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，每个地方在土地、项目获取路径和市场化交易等政策方面都有较大的差异，应充分利用当地政策，与企业的差异化优势相结合。

分析项目经济可行性。经济可行性是项目成立的根本所在。一方面，经济性要符合企业的财务评价标准，满足项目全投收益率、资本金内部收益率、投资回收期等财务要求。另一方面对市场和政策要有前瞻性的判断，充分考虑其潜在风险，在项目前期测算阶段为项目收益留出“安全垫”。具体来说：一是各地限发电。“十四五”以来，随着各省份风光电站装机规模的快速攀升，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%，而去年河南的户用光伏电站拉闸限电也成了常态，甚至山东新能源电站限电时间超过了80天。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%。二是市场化交易。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升，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，原有的光伏和风电经济性测算已经难以适应当前日益变化的形势。三是峰谷电价。自2023年以来，多省调整工商业用电峰谷电价，目前已有10余省份在光伏发电最好的午间甚至白天执行谷时电价，光伏出力大部分处于这一“低谷电价”时期，午间谷时电价使得发电收入大幅下降，尤其对于“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏项目来说，回本周期增加。

分析项目风险是否可控。项目涉及风险包括土地风险、电网接入系统风险和收益不确定性风险等方面。具体看，一是项目用地合规风险。光伏用地已经成为一个行业共性问题，土地资源稀缺、租金成本抬高、税费增加，都是当前光伏电站用地面临的挑战。在用地“红线”政策下，土地合规要求也愈发严苛。不仅存量光伏项目因为土地合规问题存在风险，新项目用地成本也在不断提升。此外，新项目用地的补偿费用种类更是繁多，除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之外，对项目用地补偿做了详细的要求。二是电网接入风险。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。三是收益不确定性风险。未来可再生能源上网电量将被分为三部分。首先是保量保价部分：以煤电基准价收购各省份的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。其次是保量不保价部分：以市场化交易形成价格。最后是“合理”弃风、弃光部分：因可再生能源发电企业原因、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。

分析项目各方利益诉求的合理性。从地方政府要求来看，基于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。对项目合作方来说，路条费、资源费、EPC（分包）、土地租金溢价等方面也是合作的必然诉求。要在依法合规的基础上判断各方诉求的合理性。

分析项目实施难度大小。拿到项目信息时，市场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，对一些明确超出企业发展阶段、运营能力和沟通协调能力的项目要审慎推进。对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。

新能源市场发展到今天，已经不是“万马奔腾”“遍地黄金”的阶段。跨界融合、专业细分将是下一阶段的发展重点。要在激烈的竞争和诸多挑战中突围，市场开发就必须寻求差异化发展之路，紧紧围绕自身优势，系统性地降低投资成本，压降技术成本和非技术成本，精细化管理，才能在激烈的市场竞争中胜出。