对于光伏来说，“煎熬”的2023终于过去了。
然，进入崭新的2024，光伏依旧要面临诸多困境......
在过去的一年，光伏装机量交出一份满含“高光”的成绩单，年度累计装机609.49GW，同比增长55.2%，新增装机216.88GW，同比增长148%，新增装机量是过去四年之和。在这份傲人的成绩背后，却是因产能不断扩张的驱动下，导致产业链各环节价格大幅跳水，价格走低刺激装机需求，而在装机量爆发的这一年里，带来了一系列连锁反应，是各地消纳告急频现，用地政策收紧、成本升高，上网电价下行、备案受阻、信贷等问题，这些无疑不牵动着光伏电站投资最敏感的那一根弦儿！
消纳、土地、电价成为2024光伏投资新难点
随着光伏装机规模的不断增长，电源侧和负荷侧的时空错配问题日益突出，集中式和分布式光伏的消纳压力也随之加剧。
集中式电站的消纳问题主要表现在接入和送出两个方面，涉及变电站和特高压输电通道的建设等。由于集中式电站大多建在偏远地区，因此变电站和特高压输电通道等电网设施相对匮乏，尤其特高压输电通道建速度缓慢，进而造成集中式消纳困难。
除此之外，在分布式光伏新增装机已连续三年赶超集中式逐渐占领市场后，所带来的电力消纳问题也引发了广泛关注，各地分布式光伏接网容量陆续告急，甚至有些地区已出现无开放容量的情况。
2023年6月，国家能源局发布通知，在山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建六个省份围绕分布式光伏接入电网承载力开展评估。半年后，六省评估报告公布：除浙江外，其他5个省都出现了大量区域电网容量不足的问题。
如黑龙江，截止11月底，13个市中81个区县容量为0，其中佳木斯市、七台河市整体接网容量为0，绥化市接网容量低于10MW，鹤岗市等五地接网容量低于50MW。
山东2024年全省136个县（市、区）中，有53个县（市、区）低压配网接网预警等级为“受限”，43个县(市、区)低压配网接网预警等级为“一般”，低压配网接网预警等级为“良好”的只有40个县（市、区）。
广东到2023年11月已有11个县没有接网容量，13个省接网容量小于50MW。安装不了光伏项目的地区已占到广东全省县域数量的近20%。
福建截至2023年9月，10个试点县中4个县域无可新增开放容量，还有3个县容量小于50MW，整体剩余容量仅为982MW。
消纳问题尚未找到合理解决办法，而光伏用地成本和政策也在逐渐收紧，也为光伏投资蒙上了一层阴影。
自2022年以来，地方省市对于光伏用地政策逐渐严苛，许多拿到指标的光伏项目，后续因土地性质问题而终止的屡见不鲜，在这些光伏项目多为渔光互补、农光互补项目。
就在光伏用地进入“焦灼”的时候，去年11月29日，自然资源部办公厅印发《乡村振兴用地政策指南（2023年）》的通知中明确表示，光伏方阵用地不得占用耕地，占用其他农用地的，应根据实际合理控制，节约集约用地，尽量避免对生态和农业生产造成影响。光伏方阵用地不得改变地表形态。
这无疑是雪上加霜，光伏用地收紧又成为光伏投资中的一道“门槛”。
在重重关卡下，光伏投资可谓是“夹缝中求生存”,然而，在面对种种困难应接不暇之际，从去年四季度起，多省陆续调整分时电价政策，将午间作为低谷时段，霎时间，一石激起千层浪，午间从峰谷变为低谷，上网电价直接下降几个档位，分布式光伏投资收益影响自是不必言说。
分布式消纳问题、用地收紧叠加分时电价政策的调整等因素，在一定程度上影响了投资意愿和收益水平。
市场化竞争新时代 电价变数是最大的“隐忧”
我国新能源电力市场从标杆电价到补贴电价再到平价上网，经历了多个阶段的变化，而近年来，“参与市场化交易”频繁出现在国家及地方多部政策中。
在国家层面，去年9月中旬国家发布《电力现货市场基本规则(试行)》，这是国家层面首份电力现货市场建设规则；时隔一个多月后，11月发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，连下“两道金牌”力推电力现货市场，电力现货市场将成为新能源领域的重点工作之一。
在地方省级层面，去年，甘肃、云南、河南、广地等省，相继公布最新的新能源电价政策，从中可以看到，光伏电价相对于煤电基准价，预期最少下降0.025元/度，最高下降超过0.15元/度。
其中，甘肃提出新能源发电交易价格机制是全部参与交易，交易电价不高于0.1539元/度。
河南自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于省燃煤发电基准价参与市场交易。这也意味着河南除扶贫外的所有光伏全面进入市场，可能也包含户用光伏，具体的细则尚未发布。并且交易的基准价不高于河南省燃煤发电基准价，即0.3779元/千瓦时！
云南在2024年对风电、光伏项目的电价将减少以“煤电基准价”结算的比例，其中，35%~45%的电量参与交易，平均价格为0.27612元/度。
山东作为2023年光伏装机第一大省，在新能源领域一直都是身先士众，努力探索新模式，在近期，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知表示，逐步提高存量新能源上网电量参与电力市场交易比例，分布式光伏项目的上网电量，不再以“燃煤基准价”收购，而是根据市场化交易价格，不同的时间，收购价格不同。
另外，宁夏也在近日刚刚公布了《关于做好2024年电力中长期交易有关事项的通知》，就交易价格、规模以及时段划分等给出有关要求。其中明确了，光伏参与中长期电力交易的价格上限为0.182元/千瓦时，新能源暂按照不低于上年上网电量的40%参与年度交易。
由此可见，新能源参与市场化交易已是大势所趋。
然而，在面对几乎“一边倒”的下调新能源电价的政策下，光伏投资面临着前所未有的风险。
总体来看，光伏电价的波动性越来越大，当前的政策一方面保量保价的比例大幅降低，另一方面，随着光伏电力进入市场交易的比例增加，收益率测算愈发困难。
随着新能源进入电力市场交易进度的加快，无论是新能源投资决策还是运营生产部门，都需要及时关注电力交易相关政策，以支撑项目投资与收益。
多个光伏项目终止 光伏投资寻求新思路
光伏投资在一波未平一波又起的浪潮下，已出现因消纳能力、土地使用和电价问题而宣告终止投资的项目，这一现象揭示了光伏投资所面临的困境
从这些终止的光伏项目中可以看到，收益率不达标和土地问题是光伏投资终止的主要因素。
虽然，消纳问题随着光伏装机容量的快速扩张而日益严峻，甚至部分地区出现0容量的情况，但是可以通过，优化电网结构配置储能和提高跨区域调度能力成为解决消纳问题的有效办法。
土地资源的紧张却是制约光伏发展的重要因素。光伏电站需要大面积的土地支持，而优质的土地资源日益稀缺，土地成本的上升直接影响了项目的经济效益。此外，土地使用的环境和规划限制也给光伏项目的实施带来了不小的挑战。
电价下行是影响光伏投资决策的核心问题，从目前的制度与执行情况来看，上网电价很难达到此前燃煤基准价的水平。根据兰木达数据，与2022年相比，光伏领域，2023年山西、甘肃光伏度电现货收入下降；山东、蒙西度电现货收入上涨，由此可见，严重挤压了企业的利润空间。在这种情况下，投资者对光伏项目的投资踌躇不决。
此外，在2月28日中国光伏行业协会名誉理事长王勃华也表示：“电站投资需重视市场化交易电价的影响，随着新能源市场化比例提高，收益率的不确定性上升。”
王勃华建议，行业参与者应积极探索项目收益新模式。例如，探索煤电—光伏电站资产优化组合机制，分布式光伏由“投资”向“运营”转变，以及绿色资产通过市场机制加速变现等。
纵观全球新能源市场发展历程，在分布式装机量达到一定规模后，电力走向市场交易化是必然的趋势，既然是必走之路，那么，如果结合当下市场环境，构建以新型电力系统，有业内人士指出：“对光伏投资来说，考虑的问题不应只是光伏本身参与市场化交易的收益问题，而是如何结合配电网、储能等形成具有互补性、可持续性的综合能源系统的问题。这类综合能源系统才能真正具备市场竞争力。”
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