對于光伏來說，“煎熬”的2023終于過去了。

然，進入嶄新的2024，光伏依舊要面臨諸多困境......

在過去的一年，光伏裝機量交出一份滿含“高光”的成績單，年度累計裝機609.49GW，同比增長55.2%，新增裝機216.88GW，同比增長148%，新增裝機量是過去四年之和。在這份傲人的成績背后，卻是因產能不斷擴張的驅動下，導致產業鏈各環節價格大幅跳水，價格走低刺激裝機需求，而在裝機量爆發的這一年里，帶來了一系列連鎖反應，是各地消納告急頻現，用地政策收緊、成本升高，上網電價下行、備案受阻、信貸等問題，這些無疑不牽動著光伏電站投資最敏感的那一根弦兒！

消納、土地、電價成為2024光伏投資新難點

隨著光伏裝機規模的不斷增長，電源側和負荷側的時空錯配問題日益突出，集中式和分布式光伏的消納壓力也隨之加劇。

集中式電站的消納問題主要表現在接入和送出兩個方面，涉及變電站和特高壓輸電通道的建設等。由于集中式電站大多建在偏遠地區，因此變電站和特高壓輸電通道等電網設施相對匱乏，尤其特高壓輸電通道建速度緩慢，進而造成集中式消納困難。

除此之外，在分布式光伏新增裝機已連續三年趕超集中式逐漸占領市場后，所帶來的電力消納問題也引發了廣泛關注，各地分布式光伏接網容量陸續告急，甚至有些地區已出現無開放容量的情況。

2023年6月，國家能源局發布通知，在山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建六個省份圍繞分布式光伏接入電網承載力開展評估。半年后，六省評估報告公布：除浙江外，其他5個省都出現了大量區域電網容量不足的問題。

如黑龍江，截止11月底，13個市中81個區縣容量為0，其中佳木斯市、七臺河市整體接網容量為0，綏化市接網容量低于10MW，鶴崗市等五地接網容量低于50MW。

山東2024年全省136個縣（市、區）中，有53個縣（市、區）低壓配網接網預警等級為“受限”，43個縣(市、區)低壓配網接網預警等級為“一般”，低壓配網接網預警等級為“良好”的只有40個縣（市、區）。

廣東到2023年11月已有11個縣沒有接網容量，13個省接網容量小于50MW。安裝不了光伏項目的地區已占到廣東全省縣域數量的近20%。

福建截至2023年9月，10個試點縣中4個縣域無可新增開放容量，還有3個縣容量小于50MW，整體剩余容量僅為982MW。

消納問題尚未找到合理解決辦法，而光伏用地成本和政策也在逐漸收緊，也為光伏投資蒙上了一層陰影。

自2022年以來，地方省市對于光伏用地政策逐漸嚴苛，許多拿到指標的光伏項目，后續因土地性質問題而終止的屢見不鮮，在這些光伏項目多為漁光互補、農光互補項目。

就在光伏用地進入“焦灼”的時候，去年11月29日，自然資源部辦公廳印發《鄉村振興用地政策指南（2023年）》的通知中明確表示，光伏方陣用地不得占用耕地，占用其他農用地的，應根據實際合理控制，節約集約用地，盡量避免對生態和農業生產造成影響。光伏方陣用地不得改變地表形態。

這無疑是雪上加霜，光伏用地收緊又成為光伏投資中的一道“門檻”。

在重重關卡下，光伏投資可謂是“夾縫中求生存”,然而，在面對種種困難應接不暇之際，從去年四季度起，多省陸續調整分時電價政策，將午間作為低谷時段，霎時間，一石激起千層浪，午間從峰谷變為低谷，上網電價直接下降幾個檔位，分布式光伏投資收益影響自是不必言說。

分布式消納問題、用地收緊疊加分時電價政策的調整等因素，在一定程度上影響了投資意愿和收益水平。

市場化競爭新時代 電價變數是最大的“隱憂”

我國新能源電力市場從標桿電價到補貼電價再到平價上網，經歷了多個階段的變化，而近年來，“參與市場化交易”頻繁出現在國家及地方多部政策中。

在國家層面，去年9月中旬國家發布《電力現貨市場基本規則(試行)》，這是國家層面首份電力現貨市場建設規則；時隔一個多月后，11月發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》，連下“兩道金牌”力推電力現貨市場，電力現貨市場將成為新能源領域的重點工作之一。

在地方省級層面，去年，甘肅、云南、河南、廣地等省，相繼公布最新的新能源電價政策，從中可以看到，光伏電價相對于煤電基準價，預期最少下降0.025元/度，最高下降超過0.15元/度。

其中，甘肅提出新能源發電交易價格機制是全部參與交易，交易電價不高于0.1539元/度。

河南自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內風電、光伏電量按不高于省燃煤發電基準價參與市場交易。這也意味著河南除扶貧外的所有光伏全面進入市場，可能也包含戶用光伏，具體的細則尚未發布。并且交易的基準價不高于河南省燃煤發電基準價，即0.3779元/千瓦時！

云南在2024年對風電、光伏項目的電價將減少以“煤電基準價”結算的比例，其中，35%~45%的電量參與交易，平均價格為0.27612元/度。

山東作為2023年光伏裝機第一大省，在新能源領域一直都是身先士眾，努力探索新模式，在近期，山東省能源局發布關于印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》的通知表示，逐步提高存量新能源上網電量參與電力市場交易比例，分布式光伏項目的上網電量，不再以“燃煤基準價”收購，而是根據市場化交易價格，不同的時間，收購價格不同。

另外，寧夏也在近日剛剛公布了《關于做好2024年電力中長期交易有關事項的通知》，就交易價格、規模以及時段劃分等給出有關要求。其中明確了，光伏參與中長期電力交易的價格上限為0.182元/千瓦時，新能源暫按照不低于上年上網電量的40%參與年度交易。

由此可見，新能源參與市場化交易已是大勢所趨。

然而，在面對幾乎“一邊倒”的下調新能源電價的政策下，光伏投資面臨著前所未有的風險。

總體來看，光伏電價的波動性越來越大，當前的政策一方面保量保價的比例大幅降低，另一方面，隨著光伏電力進入市場交易的比例增加，收益率測算愈發困難。

隨著新能源進入電力市場交易進度的加快，無論是新能源投資決策還是運營生產部門，都需要及時關注電力交易相關政策，以支撐項目投資與收益。

多個光伏項目終止 光伏投資尋求新思路

光伏投資在一波未平一波又起的浪潮下，已出現因消納能力、土地使用和電價問題而宣告終止投資的項目，這一現象揭示了光伏投資所面臨的困境

從這些終止的光伏項目中可以看到，收益率不達標和土地問題是光伏投資終止的主要因素。

雖然，消納問題隨著光伏裝機容量的快速擴張而日益嚴峻，甚至部分地區出現0容量的情況，但是可以通過，優化電網結構配置儲能和提高跨區域調度能力成為解決消納問題的有效辦法。

土地資源的緊張卻是制約光伏發展的重要因素。光伏電站需要大面積的土地支持，而優質的土地資源日益稀缺，土地成本的上升直接影響了項目的經濟效益。此外，土地使用的環境和規劃限制也給光伏項目的實施帶來了不小的挑戰。

電價下行是影響光伏投資決策的核心問題，從目前的制度與執行情況來看，上網電價很難達到此前燃煤基準價的水平。根據蘭木達數據，與2022年相比，光伏領域，2023年山西、甘肅光伏度電現貨收入下降；山東、蒙西度電現貨收入上漲，由此可見，嚴重擠壓了企業的利潤空間。在這種情況下，投資者對光伏項目的投資躊躇不決。

此外，在2月28日中國光伏行業協會名譽理事長王勃華也表示：“電站投資需重視市場化交易電價的影響，隨著新能源市場化比例提高，收益率的不確定性上升。”

王勃華建議，行業參與者應積極探索項目收益新模式。例如，探索煤電—光伏電站資產優化組合機制，分布式光伏由“投資”向“運營”轉變，以及綠色資產通過市場機制加速變現等。

縱觀全球新能源市場發展歷程，在分布式裝機量達到一定規模后，電力走向市場交易化是必然的趨勢，既然是必走之路，那么，如果結合當下市場環境，構建以新型電力系統，有業內人士指出：“對光伏投資來說，考慮的問題不應只是光伏本身參與市場化交易的收益問題，而是如何結合配電網、儲能等形成具有互補性、可持續性的綜合能源系統的問題。這類綜合能源系統才能真正具備市場競爭力。”