今年以來，新能源行業(yè)發(fā)生了諸多變化，部分央企對于光伏電站項目開發(fā)投資逐步趨緊，新能源資產(chǎn)價值分化正成為行業(yè)的熱點話題……

從實現(xiàn)雙碳目標、提高項目收益等角度來看，大部分企業(yè)還保有繼續(xù)開發(fā)新能源的壓力、動力。只是具體分析開發(fā)熱情、投資傾向，隨著風電、光伏價值的分化，開發(fā)商態(tài)度明顯發(fā)生變化。

新能源價值分化最直觀的表現(xiàn)就是企業(yè)參與指標競配時的傾向性。根據(jù)公開信息不完全統(tǒng)計，近年來甘肅、河北等省份的風、光指標更傾向于風電，而投資企業(yè)申報風電規(guī)模的比例也遠超光伏。在今年甘肅第三批新能源已知的項目清單中，風電規(guī)模占比達到了90%，而在往年第一、二批項目清單中光伏則均占到50%以上。

種種跡象表明，風電似乎更香了。然而，風電形勢真的就是一片大好嗎?

投資天秤再傾風電

風電的走俏最直接來源于技術進步帶來的度電成本的快速降低。根據(jù)《風能》文章，2024年年初，在“三北”集中式風電項目中，EPC價格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地項目中，可做到3000元/千瓦;個別項目的投資成本，已低于2800元/千瓦。這意味著上述項目的度電成本基本已低于0.1元/千瓦時，最低已達到0.09元/千瓦時，均大幅低于火電度電成本。

越來越低的度電成本，意味著在理論測算上，開發(fā)風電項目的投資收益率更高。業(yè)內(nèi)某開發(fā)商領導曾以集團旗下北方一風光同場項目舉例，該項目風電EPC價格不到5000元/千瓦，年等效利用小時數(shù)3100h，電價大概是0.31元/千瓦時;光伏EPC價格不到4000元/千瓦，年等效利用小時數(shù)1524h，電價在0.31元/千瓦時基礎上打8折，執(zhí)行谷電價格。按此測算，同一場區(qū)，風電、光伏不同資產(chǎn)，內(nèi)部收益率相差5倍左右。

“同樣是跑一圈手續(xù)，開發(fā)新能源項目時，風電收益明顯高于光伏，肯定優(yōu)先獲取風電資源。”市場開發(fā)人士告訴風芒能源。

最重要的是，這兩年電力市場的加速推進，更加劇了風電、光伏的價值分化。截至今年8月底，國內(nèi)新能源裝機已達12.26億千瓦，占全部電源裝機的39.21%。其中，風電占比15%，光伏占比24%。裝機快速起量，對新能源占比較高的省份電力市場來說，其出力影響不容小視。

特別是光伏，因為主要受光照影響，特性為同時發(fā)電、集中出力，這在直觀反應供需情況、體現(xiàn)發(fā)電時間和空間價值的電力市場并不“討好”。而且其發(fā)電高峰，與午間電價低谷重合度較高，供求關系嚴重失衡時甚至存在出現(xiàn)負電價可能性。風電則主要靠風力來驅(qū)動，來風可能“東邊不刮西邊刮，白天不刮晚上刮”，同時率只有20%背景下，具備獲得高電價時段的可能性。

“部分地區(qū)光伏電站算不過來賬了。”業(yè)內(nèi)人士表示，隨著各省電力市場相關政策的不斷出臺更新，光伏電站的收益風險越來越大。該趨勢下，西北五省新能源投資幾乎全部轉(zhuǎn)向風電。

以甘肅為例，截至目前，該省份新能源發(fā)電裝機容量達5798萬千瓦，占電源總裝機容量的62%，位居全國第二。對比兩家光伏上市公司披露的電站經(jīng)營數(shù)據(jù)，一家公司在該區(qū)域的集中式光伏電站上網(wǎng)電價從2023年的0.03元/千瓦時左右降至2024一季度的0.18元/千瓦時;另一家在該區(qū)域集中式光伏電站上網(wǎng)電價則從0.49元/千瓦時逐漸降至0.27元/千瓦時，電價跌幅均達40%以上。光伏項目收益大打折扣，今年開發(fā)商在該省份申報“十四五”第三批風、光競配時，幾乎全部都選擇投資風電項目。

風電項目更搶手了的另一個重要體現(xiàn)就是，“資源費可達0.1元/瓦左右。”業(yè)內(nèi)人士補充。

風電價值也在分化

雖然風電在EPC價格、發(fā)電量、同時率上，占據(jù)一定優(yōu)勢。但是從棄風限電、電力交易等角度來看，部分地區(qū)的風電開發(fā)仍然面臨很大挑戰(zhàn)。

今年6月，節(jié)能風電就曾在投資者關系活動上表示，“棄風限電”是影響公司經(jīng)營業(yè)績最主要的因素。節(jié)能風電的主營業(yè)務為風力發(fā)電的項目開發(fā)、建設及運營。截至2023年12月31日，其實現(xiàn)風電累計裝機容量5.66GW。

節(jié)能風電稱，該現(xiàn)象近年多集中發(fā)生在公司河北、新疆、甘肅、青海和內(nèi)蒙古等區(qū)域的風電場。2021年至2023年，節(jié)能風電因“棄風限電”所損失的潛在發(fā)電量分別為11.23億千瓦時、10.75億千瓦時、12.09億千瓦時，分別占當期全部可發(fā)電量(即境內(nèi)實際發(fā)電量與“棄 風限電”損失電量之和)的 11.05%、8.26%、9.00%。

事實上，今年來，多家電力投資商表示，西北省份的新能源電站限電情況不容樂觀。各地均出現(xiàn)了10-30%限電，部分接入點位不佳的場站限電甚至高達90%。部分風電市場開發(fā)人員告訴風芒能源，“有些省份限電、接入問題嚴峻。規(guī)劃的外送通道遙遙無期。如果電價再進一步下降，可能會考慮撤出部分區(qū)域開發(fā)。”

某央企也在需長期整改事項進展情況——投資風險管控方面多次提及風電消納風險。其表示，針對個別風電基地后續(xù)項目落地問題，積極爭取政府支持，明確推進路徑，確保消納問題解決前不發(fā)生實質(zhì)性投資。

除了消納問題外，在快速推進參與電力市場的過程中，對風電資產(chǎn)實際運營而言，較為棘手的是功率預測的準確率。“兩個細則--并網(wǎng)運行管理”明確，功率預測分中期預測、日前預測、超短期預測三類。某公司電力營銷負責人告訴風芒能源，“超短期預測(4h之內(nèi))準確度高一些，全年平均可達80%以上。再往前功率預測的準確率就大幅下降。”

對項目實際收益來說，交易團隊對數(shù)據(jù)的預測和處理至關重要。該負責人表示，“同一省份和地區(qū)的風電場站，交易策略好和不好的收益差距有50%以上。”

該負責人以一則風電參與電力市場中長期交易案例進一步舉例稱，華北地區(qū)某省份的風電項目參與年度中長期——綠電交易原本同比平價高0.03元/千瓦時左右。然而因為來風的不可預測，今年有電站出現(xiàn)，年度交易申報發(fā)電量過高，在交易已經(jīng)完成的情況下，月度無風發(fā)不出電，該電站被考核賠付過百萬元，度電價格降至0.1元/千瓦時以內(nèi)，遠低于該地區(qū)平價風電電價。

這也意味著，對風電資產(chǎn)而言，也是逐漸走向分化。在項目精細化選址、設計、運營需求倒逼下，不限電、限電較少區(qū)域，電價、收益測算較高的地區(qū)將成為各家開發(fā)企業(yè)重點爭奪的“香餑餑”。深挖度電價值，提高營銷能力也將成為電站運營重頭戲。