2024年開年以來，各地陸續(xù)公布2023年度及2024年度風光項目建設清單。據統(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)電保障性并網年度建設計劃中，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、隴南及平涼市華亭、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、水庫內建設。

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《關于支持光伏發(fā)電產業(yè)發(fā)展規(guī)范用地管理有關工作的通知》，文件指出光伏方陣用地不得占用耕地，占用其他農用地的，應根據實際合理控制，節(jié)約集約用地，盡量避免對生態(tài)和農業(yè)生產造成影響。

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

結合近兩年取消、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，不得超過0.5倍的燃煤基準價。結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)據來源：蘭達木電力現(xiàn)貨

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

除電價之外，設備價格的下降也在提升風電的性價比。據統(tǒng)計，年初至今，陸上風電項目EPC價格已經由前兩年的3-4元/左右，降低至當前的約1.35-3元/W(不含風機設備)，以及2.2-4.1元/W(含風機設備)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。根據中電聯(lián)數(shù)據，2023年風電利用小時數(shù)2225小時，同比提高7小時。光伏設備利用小時數(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)通過技術創(chuàng)新實現(xiàn)度電成本快速下降，光伏產業(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、電網及政府層面的共同努力。