坐拥优渥光照资源以及廉价土地的青海是国内新能源发展的先行省份，自2010年青海两个光伏电站获批成为国家特许权招标项目后，便开启了青海省的光伏发展之路。在国内光伏电站发展初露矛头之时，青海一马当先充当着先行军的角色，经过十年的发展，加之水电资源的支持，青海已经连续三年稳居清洁能源占比与新能源占比全国第一的头衔。截止到2021年底，青海清洁能源装机占比达90.83%，新能源装机占比61.36%。

受消纳影响，西北地区的新能源发展在2017年前后陷入僵局。近几年，随着新能源限发的缓解，西北地区正重回光伏电站开发的高光时刻，青海亦不例外。尤其是在双碳目标的支持下，各路投资企业纷纷涌入青海，试图再造一片光伏投资热土，仅2021年青海便先后下发了超过50GW的光伏项目指标。

然而，项目指标的大规模下发背后，进入全面平价的青海新能源尤其是光伏投资的困境却随之凸显。随着组件价格从最低1.4元/瓦迅速攀升至1.8元/瓦以上，加上新能源配套储能的强制要求，在诸多新的边界条件下，青海的光伏投资正面临收益率达标的挑战。

当地资深光伏行业开发人员李青（化名）表示，“青海的项目看似‘风光无限’，投资企业络绎不绝，但在青海真正持有项目的企业都知道，在青海投资新能源电站远没有看起来那么‘风光’，大部分在建项目处于半停滞状态，投资企业进退两难。”

根据国家能源局数据显示，2021年全国光伏平价首年，青海新增光伏装机仅753MW，近五年来首次跌破GW级增幅。

低电价的“梦魇”

青海光伏发展有其特殊的孕育条件。青海是水电大省，在全省电源装机中，水电装机12.63GW，占比高达30%。2016年开始，青海明确新能源上网电价以水电综合电价结算，0.2277元/千瓦时正式载入青海新能源发展史。

李青解释道，“青海以0.2277的水电综合价作为光伏平价标杆其实是一个历史问题。在补贴时代，全国根据三类资源区划为固定上网电价，青海光伏电价为0.2277+国家财政补贴，尽管水电综合电价较低，但在国家补贴之下，青海的新能源电站收益率仍然较为可观。平价之后，尤其是组件价格持续上涨以及配套储能的要求下，远低于全国基准电价的水电综合电价弊端便凸显出来，0.2277元/千瓦时的电价目前无法支撑光伏电站开工建设。省里也组织过几次关于电价调整的座谈会，但最后都不了了之了”。

雪上加霜的是，0.2277元/千瓦时已经是青海新能源上网电价的“天花板”了，在高比例的市场化交易下，青海新能源年度平均电价大多不足0.2元/千瓦时。“除了领跑者项目与光伏扶贫之外，青海光伏电站基本以电力市场化交易为主。2021年海西州新能源发电省内市场化交易的均价在0.15元/千瓦时左右”，李青补充道。

根据西北勘测设计研究院新能源工程院总工程师、规划研究中心主任惠星的光伏平价测算表来看，以青海0.2277元/千瓦时的结算电价以及当下超过4元/瓦的建设成本来看，只有当有效利用小时数保持在1900小时才能够达到收益率要求。

消纳的压力

西北地区是我国新能源发展的先行者，但2016年前后，受消纳所限，西北五省几乎一年之内失去新能源发展的头部地位。2018年消纳红色预警转橙之后，西北五省才陆续重新启动了新能源的规划与发展。按照新能源消纳监测预警中心数据显示，2021年全国11省市风光利用率达到100%，其中光伏发电利用率98.2%。


从全国新能源消纳监测预警中心的数据来看，青海2021年光伏电站的平均利用率为87%，其中8-10月利用率不足80%。据李青透露，除了光伏扶贫与领跑者项目之外，青海省其他项目均没有保障小时数，其所在企业光伏电站限发仍较为严重，实际利用小时数仅为800h左右。

熟悉青海新能源发电情况的资深人士告诉光伏們，“2021年青海新能源利用率有所下降，是由于2020年新能源新增并网861万千瓦，同比增幅达54.4%，阶段性供大于求现象更加凸显，加之新能源发电与负荷侧用电存在的时间不匹配问题，秋季新能源大发时的用电水平处于全年低谷。”


除了负荷端的不匹配，李青认为，“青海省内用电负荷比较低，基本以外送为主，电力公司为保障电网的安全与稳定，严格遵守国家标准下的‘N-1’调度策略，虽然保障了较高的安全冗余系数，但带来的结果就是新能源电站被持续限发。”

根据电力调度信息以及国家标准查询发现，“N-1”调度策略是国家标准《电力系统安全稳定导则》（GB 38755-2019）中“正常运行方式下的电力系统受到下述单一故障扰动后，保护、开关及重合闸正常动作，不采取稳定控制措施，应能保持电力系统稳定运行和电网的正常供电，其他元件不超过规定的事故过负荷能力，不发生连锁跳闸”的强制要求。

国家标准的执行是打造国家坚不可摧全球最坚强的技术基础，从电力系统的角度，这无可厚非，但新能源电站的限发也是青海的现状。

上述人士解释道，目前，青海省内新能源装机大、负荷小是不争的事实，在保障省内能源安全稳定供应的基础上，跨省外送是主要任务。除依托已建成投运的青豫直流工程外，大部分外送还需要依托大电网省际联络线。根据青海省“十四五”电力规划，省内正在持续优化电网结构，加快推动第二条特高压通道研究、规划等相关工作。

新能源投资陷入“困局”

在青海投资企业面临的困境中，低电价与消纳压力仅仅是冰山一角。在全面平价之后，配套储能、送出工程等非技术成本的推高，也进一步加剧了青海新能源项目投资的落地难度。

2021年11月，青海省下发关于新能源开发建设的有关文件中明确，青海风光大基地项目需按（15%-20%）*4小时比例配置储能，其余及市场化项目则全部按照15%、4小时比例配置储能，否则将不予并网。以一个100兆瓦光伏电站配储能20%*4h为例，如果按照1.7元/千瓦时的价格进行测算，投资企业需要承担的储能成本为1.36亿元，相当于光伏电站的建设成本再增加1.36元/瓦。

除了配套储能之外，升压站的建设也在进一步压缩青海新能源投资企业的收益空间。按照青海新能源投资惯例，新能源项目升压站大都由企业自建或者合资共建。据了解，几家深耕青海的主力发电企业承担了升压站的投资建设角色，其他新能源发电企业通过缴纳0.6-0.8元/瓦不等的容量费进行接入。

实际上，这一情况在全国各地都较为常见。但问题在于，在目前的投资压力下，这一笔支出对于青海新能源投资企业来说更为艰难。

一边是项目批复规模的快速增加，另一边是消纳受限、成本高启、电价难涨。李青无奈道，“平价之后，青海的光伏项目几乎陷入了死循环，几家主要投资企业碰头了好几回希望能找到一个解决方法，但都不了了之，这也是从去年开始青海新能源项目进入半停滞状态的主要原因。”

为了逃出这一看不到希望的困局，“现在青海的部分光伏电站正试图寻求出售存量项目获取溢价来规避后续的损失，但几乎没有企业愿意接手，转手非常困难”，李青补充道，有央企投资的项目即使建成了也处于全面亏损的状态，大家都不知道后续该如何做。

事实上，在电力交易、消纳等多重因素下，一些持有存量新能源项目的国有企业也不堪重负。2021年7月，青海省水利水电集团挂牌出售旗下所属新能源板块70%股权，6家新能源企业2020年亏损总额达2.17亿元，国家电投黄河公司最终以4.01亿元接手了该部分资产。

对于青海来说，打造新能源产业高地已经成为战略发展的重要方向。而青海作为新能源发展的先行军，其特殊的发展环境为新能源的快速发展提供了宝贵的经验。但从现状来看，得天独厚的风光资源使得政府将新能源视为刺激投资的重要战略之一，近60GW的指标批复也让新能源企业趋之若鹜。但最低的电价、高限发比例以及非技术成本的居高不下却使得新能源企业乘兴而来，铩羽而归。

在这场百年未见之大变局中，如何在实现低碳转型的大目标下，探索合理的规则进而推动多方的和谐持续发展不仅是青海新能源发展面临的问题，也是其他省份在新能源占比持续提升中面临的新课题。在这其中，政府、投资企业、电网等各个角色也都在面临着挑战。 

原标题：“风光无限”的背后：青海新能源投资困局