2024年開年以來,，各地陸續(xù)公布2023年度及2024年度風光項目建設(shè)清單,。據(jù)統(tǒng)計,，截至目前安徽,、貴州,、云南等11個省份下發(fā)了風電,、光伏項目指標,，總規(guī)模近170GW,，其中光伏項目約71GW，風電項目約97GW,。

一,、多地指標向風電傾斜

一個明顯的趨勢是,，河北、貴州,、山西,、廣西,、湖南、湖北以及內(nèi)蒙古,、甘肅部分地區(qū),，風電項目規(guī)模遠超光伏。

具體來看,，河北共發(fā)布兩批風電光伏項目開發(fā)建設(shè)清單,，第一批風光總規(guī)模約為17.142GW，其中光伏約為13.9561GW,、風電3.18653GW,。結(jié)合第二批2.595GW規(guī)模來看，光伏項目總占比約18%,。值得一提的是,，在2021年河北光伏指標占比高達90%，2023年降至30%,，今年光伏指標占比進一步下滑,。

貴州下發(fā)了兩批2024年度風光建設(shè)項目，總規(guī)模共19.8GW,，其中,，第一批風電項目規(guī)模10.7GW，光伏項目5.618GW,；第二批風電項目規(guī)模2.85GW,，光伏項目0.6GW,光伏項目綜合占比為31.4%。

廣西2024年度陸上風電與集中式光伏發(fā)電項目的競配項目中,，風電規(guī)模34.045GW,，光伏規(guī)模7.335GW，占比僅17.8%,。

湖北先后公布了2023年第一批新能源發(fā)電項目及2023年第二批新能源發(fā)電項目,，風電1.6GW，光伏0.39GW,，占比24.4%,。

在山西省2023年風電、光伏發(fā)電保障性并網(wǎng)年度建設(shè)計劃中,，光伏7.17GW,風電7.6GW,，光伏項目占比超48%。

甘肅天水,、白銀風電規(guī)模同樣遠超光伏,，慶陽、隴南及平?jīng)鍪腥A亭、崆峒區(qū)指標全部為風電項目,。

二,、光伏項目因何失寵？

1.用地政策趨緊,、土地成本高企

日益緊缺的土地資源是限制其發(fā)展的因素之一,。此前，光伏發(fā)電項目以水光,、漁光,、農(nóng)光、林光等復合項目為主,，而隨著水利部、自然資源局,、林業(yè)部等相關(guān)政策的出臺,，對項目用地審核更為嚴格。

2022年5月25日,，水利部印發(fā)《水利部關(guān)于加強河湖水域岸線空間管控的指導意見》,，提出：光伏電站、風力發(fā)電等項目不得在河道,、湖泊,、水庫內(nèi)建設(shè)。

2023年3月,，自然資源部,、國家林草局、國家能源局聯(lián)合印發(fā)最新光伏用地政策《關(guān)于支持光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)范用地管理有關(guān)工作的通知》,，文件指出光伏方陣用地不得占用耕地,，占用其他農(nóng)用地的，應(yīng)根據(jù)實際合理控制,，節(jié)約集約用地,，盡量避免對生態(tài)和農(nóng)業(yè)生產(chǎn)造成影響。

2023年4月15日,，自然資源部發(fā)布《關(guān)于以“三調(diào)”成果為基礎(chǔ)做好建設(shè)用地審查報批地類認定的通知》,，部分“二調(diào)”中的可利用土地變成了耕地甚至基本農(nóng)田，導致了此前部分合規(guī)的光伏項目因用地問題,，延遲并網(wǎng),、停工或者拆除。

結(jié)合近兩年取消,、廢除指標的項目來看,，大多數(shù)項目涉及用地問題。

如今年1月份貴州省能源局對納入風電光伏發(fā)電年度建設(shè)規(guī)模項目逾期或不能實施的項目進行清理，項目合計73個,、裝機552.5萬千瓦,，其中光伏項目3.36GW，均為農(nóng)光互補項目,。

1月22日,，廣州發(fā)展發(fā)布新能源項目進展情況的公告中稱，在執(zhí)行的12個新能源項目,，總裝機容量8370MW,。其中，350MW光伏項目,，因國家土地政策調(diào)整,，土地無法滿足公司的投資需求項目終止。

除了用地政策越來越嚴格外,，逐年增長的土地成本,，同樣限制了光伏項目投資積極性。

2.收益不確定性風險增加,！

除土地因素外,，導致光伏投資熱度降低的主要原因是市場化交易下，“量”,、“價”變化帶來的收益風險,。

盡管風電和光伏都具有間歇性、波動性的缺陷,，但光伏發(fā)電更有規(guī)律性,，出力時段較為集中，在午間達到高峰,，夜晚不發(fā)電,。而風電出力相對平滑且夜間也可發(fā)電。而在現(xiàn)貨市場中,，新能源出力往往與現(xiàn)貨價格呈負相關(guān)性,，新能源出力大，現(xiàn)貨價格低,，新能源出力小,，現(xiàn)貨價格高。

在蒙西,、甘肅,、新疆、寧夏,、河北等省份,，光伏高發(fā)時段往往是電力市場的谷段電價,，市場化交易電價大幅下降，直接影響光伏項目收益,。

如《甘肅省2024年省內(nèi)電力中長期年度交易組織方案》中明確,，光伏電站交易價格在9點到17點的時間段內(nèi)，不得超過0.5倍的燃煤基準價,。結(jié)合甘肅的燃煤基準價為0.3078元/度,，甘肅光伏電站在出力高峰時段市場化交易電價的上限僅為0.1539元/度。

與之相比,，風電項目的市場化交易電價受到的影響較小,。目前已開展現(xiàn)貨市場長周期運行的省份中風電價格也普遍較高，且相對穩(wěn)定,。

以10月新能源運行情況來看,，由于光伏出力大的中午時段，多數(shù)價區(qū)市場價格被顯著壓低,，各價區(qū)光伏價格均低于風電價格,。

數(shù)據(jù)來源：蘭達木電力現(xiàn)貨

據(jù)統(tǒng)計，截至目前已有18個省市地區(qū)將中午時段調(diào)整為低谷電價,，受此影響，光伏發(fā)電項目收益大打折扣,。

除電價之外,，設(shè)備價格的下降也在提升風電的性價比。據(jù)統(tǒng)計,，年初至今,，陸上風電項目EPC價格已經(jīng)由前兩年的3-4元/左右，降低至當前的約1.35-3元/W(不含風機設(shè)備),，以及2.2-4.1元/W(含風機設(shè)備)價格區(qū)間,。

另一方面，歷年來風電的平均利用小時數(shù)均高于光伏,，在發(fā)電量上風電項目也具有一定優(yōu)勢,。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2023年風電利用小時數(shù)2225小時,，同比提高7小時,。光伏設(shè)備利用小時數(shù)1286小時，同比減少54小時,，風電利用小時數(shù)幾乎是光伏的2倍,。

綜上，多種因素下電站業(yè)主的投資邏輯也在更改,，如貴州上半年的風電項目備案規(guī)模為6.257GW,，光伏僅為3.34GW。

回望來路，光伏企業(yè)通過技術(shù)創(chuàng)新實現(xiàn)度電成本快速下降,，光伏產(chǎn)業(yè)已成為我國亮眼的名片,，光伏發(fā)電以7.7億千瓦累計裝機容量成為當之無愧的新能源主力軍。但不可否認的是,，土地等非技術(shù)成本的增加以及市場化交易下的電價變化,，正在影響光伏的大規(guī)模發(fā)展。而要越過這幾座大山,，仍需企業(yè),、行業(yè)機構(gòu)、電網(wǎng)及政府層面的共同努力,。