两万字详解光伏电站的并购机会

核心观点与投资建议

1、短期看，由于近三年光伏电站装机速度过快，相关配套措施没有及时跟上，影响了电网的安全运行，加剧了消纳问题，部分地区光伏结算电价明显下降，光伏电站投资收益下降，近两年电力央企陆续完成了阶段性考核任务，放缓甚至暂停了光伏电站的并购，导致并购市场供需失衡，预计2025年并购价格将会下行，尤其是部分出现债务违约的电站，将有可能获得比较可观的折扣价格，特殊机遇投资机会将会显现。

2、长期看，发展新能源是实现“双碳”目标的必选项，光伏装机未来还有5-10倍的增长空间。预计随着源网荷储一体化的建设加速和新型电力市场的形成，未来将有效缓解消纳问题，支撑光伏结算电价，光伏电站的投资收益仍为可观。

3、空间上，关注区域分化，不同省份电力供需情况、太阳能可利用小时数和光伏结算电价具有较大差异，投资回报因地而异；时间上：关注光伏电价的“新老划段”政策。

4、投资方向：建议关注金融机构的光伏电站不良债权收购和光伏一体化企业自持的光伏电站的并购机会。

引言：光伏电站是否变成了低效资产？

2020年，我国提出“双碳”目标，光伏电站的装机量出现井喷，截至2021年底，光伏电站总装机量约为300GW，2022和2023年新增装机量分别达到了87GW和216GW，两年的装机量已经超过了过去十几年的总和，尤其是2023年，同比2022年增长了150%（见下图）。

备注：1GW（吉瓦）=1000MW（兆瓦）=100万KW（千瓦）=10亿W（瓦）

2024年初，新增装机量仍然保持了较快的增速，但进入年中，月度新增装机量开始下滑，6月新增23.33GW，7月新增21.05GW，8月新增16.46GW，行业预计全年新增装机大概率与2023年持平，增速为零，有悲观者认为下半年装机量将持续下滑，年度同比增速为负。

2024年，电力央企不仅大幅减少在光伏电站上的投资，而且频频出售存量光伏电站，如国电投连续出售重庆、内蒙古、河北等地数个光伏项目，其中，国电投旗下电投能源发布公告，计划出售那仁太分布式光伏电站，剩余90WM项目也不再投资建设，原因是该电站2023年净收益率仅有1.8%，属低效资产。

按照国家的“双碳”目标，未来风电、光伏的发电量占比将达到70%，2023年该比例仅为15%，还有非常大的提升空间，为什么电力央企在2024年放缓了脚步，甚至按下了暂停键？

背后的主要原因是部分地区电价下降，而电价下降的背后是电网的“不堪重负”和消纳能力的不足。新能源装机量短期内爆发式增长，超过了电网的承载能力和用电消纳能力，为了缓解电网负担和消纳问题，电网不再全额收购新能源上网电量，将上网电量分为保障性收购和市场化交易两部分，其中，保障性收购的比例逐步降低，市场化交易的比例逐步上升，同时，各省陆续修改分时电价，光伏出力最多的午间时段普遍为谷时电价，导致部分地区光伏电站结算电价出现明显下降。2024年，部分地区光伏结算电价持续创新低，最典型的是西北省份，上半年，新疆光伏结算均价约0.16元/度（当地燃煤标杆电价为0.25元/度），甘肃约为0.18元/度（当地燃煤标杆电价为0.31元/度），青海约0.23元/度（当地燃煤标杆电价为0.32元/度），光伏上网电价已经明显低于火电，甚至低于自身度电发电成本，部分电站面临投资亏损。在电力现货市场，低电价频出，2023年5月，山东省甚至出现了负电价。

光伏电站长时间存在“路条”现象，一个行业为什么会有“路条”？一定是这个行业具有高度确定的赚钱机会，否则人们也不会挤破脑袋去争抢。光伏电站的高确定性来源于曾经的国家补贴和电网保量报价的收购，在一个市场经济的环境下，很少有一种商品能像光伏电站发出的电一样，在投产之前即可以计算出未来25年的收入，而且这个收入是确定的，固定的、稳定的！说光伏电站是“铁饭碗”，毫不为过。

-----宏观篇-----

一、新能源的“单兵突进”

我们首先需要了解两个关于电的常识，这是分析新能源和电力行业的基础：

第一，电的传输速度接近光速，而且自身无法储存，发电和用电必须实时平衡。

电能是以电磁波形式传播，其传输速度极快，接近于光速，每秒钟可绕地球7.5圈，而且，电是无法实现自身储存的，必须要通过能量形式的转化才能达到储存的目的，比如电池是电能与化学能的互相转化，抽水蓄能是电能与势能的互相转化。以人类目前的技术水平，如果不转化能量形式，是无法实现电的储存的，而且即便是转化能量形式，人类现有的储能手段能储存的电量也是很有限的。

除了电之外，我们常见的几乎所有一般商品，都可以实现自身的存储，比如水、汽油、食品等等，而且其运输速度基本取决于交通工具的速度，快的如飞机，慢的如汽车，这些商品从生产出来到被消费掉都有一个过程，快的以天为单位，慢的以年为单位，所以才有了存货这个概念。存货可以调节供求关系，供应偏多时增加存货，供应偏少时释放存货，一般的商品至少都有生产者、批发商、零售商、消费者这几个环节，存货可以存在于上述任何一个环节，它有足够的时间和空间去调节供求关系。但电的生产和消费几乎是瞬间、同时完成的，没有任何的时间和空间去调节供求关系，所以电力供应和需求必须实时匹配，以荷（用电需求）定源（发电供给），用多少发多少，如果供大于求，则多余的电力将被浪费掉。

第二，电网频率必须实时稳定

我国电网频率为50HZ，当发电大于用电时，频率会升高，反之则频率降低，因为负荷端的用电量是实时变化的，如果发电端不能做实时的调节，则会导致频率的变化，一般认为，频率的上下浮动不能超过0.5HZ，否则就会冲击电网的安全。

火电是最稳定的电源，可以主动调节发电，以适应负荷端，负荷高时多烧煤，负荷低时少烧煤，火电是对电网最友好的电源。新能源是最不稳定的电源，风光是“靠天吃饭”，我们无法人为的控制风力和阳光，新能源发电具有间歇性、波动性和随机性，不仅无法与负荷（用电量）相匹配，而且还会导致电网大幅度的频率波动。

以光伏为例，从长时来看，光伏发电必须有光照，所以呈现了明显的昼夜波动，午间10:00点至下午15:00时段光伏的发电量占到了全天的50%以上，夜间则无法发电。我们来看这个非常著名的“鸭型曲线”图。

这是国网北方某省某年4月25日的“鸭型曲线”图，其中红色线的形状类似鸭子的背部曲线，该曲线是净负荷曲线，即用电需求与新能源发电之差（可以理解为市场上只有新能源发电时的电力缺口），从图中可以明显看出，用电量的曲线相对平缓，人们晚上睡觉的几个小时是用电低谷，中午前和晚上下班后是两个用电高峰，但光伏发电的曲线则峰谷差距极大，午间是发电高峰，晚上不发电，很难与负荷曲线相匹配。

从短时来看，光照强度随时会发生变化，导致短时发电量忽大忽小，严重影响电网的频率稳定。

在我国电力市场，一直有一种说法，不稳定电源（新能源）的上网电量超过总上网电量的15%，就会影响电网的安全和稳定。在新能源发展的初期，整体发电量占比较低，对电网运行影响不大，但2023年风光占整体发电量的比例达到15.8%，突破15%的临界点，部分地区的电网已经不堪重负，海南、山西、湖南、内蒙古、辽宁等省的部分地区相继发布分布式光伏红色预警，甚至暂停项目备案，原因都是电网承载能力不足，短期已经没有新增装机空间。

未来要想使新能源成为发电主力，绝不是多建新能源电站这么简单，电力体系的建设，更像是“多人多足”的游戏，电源侧、电网侧和发电侧必须同步前进，电源侧跑的过快一定会将其他人全部绊倒。如果三侧不能实现协调发展，则不可能再允许新能源“单兵突进”，光伏电站的建设必须大幅降速，甚至阶段性被按下暂停键。

新能源的不稳定性与电网对安全的追求是很难调和的矛盾，在能源领域有一个著名的“能源不可能三角”命题，即很难同时实现能源的绿色、经济和安全。我们想要实现“双碳”目标，要大力发展新能源，就必须要解决“能源不可能三角”，必须实现源网的协调发展，既能实现新能源的占比大幅提升，又不影响电网的安全。

如果把电网不稳定与人类健康做个类比，则电网不稳定是症状，新能源占比高是病因，想要治好这个病，首先要分析病因，即搞清楚为什么占比超过15%会导致不稳定，15%有没有提升空间；其次要开药方，针对病因对账下药，找到提升新能源占比、增强电网稳定性的解决办法。

我们首先来分析一下病因。

二、电网到底能承载多大比例的不稳定电源

如果15%是理论上不稳定电源的承载上限，则新能源无论如何也不可能再有大发展，但是国外很多国家的新能源占比早已超过了15%，有些地区甚至高达50%以上，根据欧洲风能协会（WindEurope）的报告显示，2023年欧盟国家风光总体占比达到了29%。在欧盟国家中，新能源发电占比最高的是丹麦，风光合计占比高达 63%。

显然，15%是在一定条件下测算出的数据，并非是绝对的理论上限。

笔者查阅了部分与电网安全相关的专业论文，大体可以得出以下结论：理论上，假设某个区域存在各种电源（包含稳定电源、不稳定电源和储能电源），以各种电源的不同配比、电网的不同调度能力和电力用户的需求变化为三个变量，经过复杂的数学计算之后，可以得出不同条件之下电网可承载的不稳定电源的不同占比，区间大致在20%至60%之间。

当然，上述测算仅仅是理论模型，与实际落地还有一定差距，如果考虑到实践操作问题，则一个区域内电源和电力用户数量越多，不确定因素越多，就对电网调度能力的要求越高，达到理论占比值的难度越大，反之则越接近理论值，甚至超过理论值。

通过以上的分析，我们现在可以“对症下药”，

第一，可以“化整为零”，将一个大电网拆解为许多个小电网，减少区域内电源数量和用户数量，降低供需匹配的难度，这就是我们经常讲的就地消纳和构建微电网的理论。

第二，按照一定比例同步发展稳定电源和不稳定电源，让稳定电源成为调节主力，确保电网的安全。新能源发电自身无法克服间歇性、波动性和间歇性，必须有稳定电源对其进行调节，比如在午间，静负荷较小，则稳定电源可以维持低位运行，晚上18点至24点，净负荷较大，则稳定电源必须成为发电主力，火力全开。同时，新能源发电具有短时的波动性，导致电网频率不稳，这也需要稳定电源持续出力，进行调频。在目前的稳定电源中，只有火电可以担当调节电源的重任。目前我国正在进行火电灵活性改造，就是这个原因。

第三，增强电网的调度能力，调节供需关系，这就是现在电网要做的主干电网、配电网和智能调取系统的升级工作。

第四，大力发展储能。储能可以实现电的储存，在电站发电过剩时储存电力，在发电不足时释放电力，以平滑新能源的间歇性，起到类似“存货”的作用。

最后，还有一个，是用户侧响应，即引导电力用户根据电力供给曲线来调节自己的用电时间，让需求去主动匹配供给。

以上这些药方，我们可以用一个词来概括，即源网荷储一体化发展，发电侧、电网侧、用户侧和储能测四侧必须同步发力。

三、新能源行业仍有非常大的发展空间

新能源的发展是落实国家“双碳”目标、完成能源转型的必选项，按照规划，2060年新能源将成为发电主力，占比将达到60%，截至2023年，风光占总发电量的比例为15%，离70%的目标还有较大的空间，而且随着经济的转型升级，以人工智能、数字科技为代表的新型经济对电力的整体需求将会持续增加，新能源电站的建设至少还有5-10倍的增长空间，整个行业仍处于上升周期的上半场。

2003，我国全社会用电量为1.89万亿千瓦时，2023年为9.22万亿千瓦时，总量是20年前的近5倍，2024年上半年，我国全社会用电量为4.7万亿千瓦时，同比增速达8.1%。即便按照每年5%的增速计算，2030年左右用电量将达到2023年的1.5倍，即约13.5万亿千瓦时，2036年左右用电量将达到2023年的2倍，即约18万亿千瓦时，年均增长5000万千瓦时。

2023年，在我国各类能源发电量占比中，火电依然是主力，占据了64%，风电占比为9%，光伏占比为6%；截至2023年，各类能源总装机量占比中，火电装机量为1390GW，并网风电装机容量440GW，并网太阳能发电装机容量610GW。从装机增速来看，光伏和风电的增速明显高于其他能源，光伏为55%，风电为20.7%，火电为4.1%，核电为2.4%，水电为1.8%。预计未来主要的装机增加量仍来源于光伏和风电，火电虽然总体发电量占比会逐步大幅降低，但作为主要的调节性电源，预计火电的装机增速也会明显加快。

我们对未来十几年新能源的装机空间做个测算：到2036年，各类能源总发电量是2023年的2倍，假设火电发电占比从目前的64%降到40%，除火电、风光之外的发电占比不变，仍为21%，则风光的占比为39%，如果新增发电量中的90%由风电和光伏来贡献，则风电和光伏还有5倍的装机空间，约5000GW（含2024年已经装机的约150GW）。（受限于地理和其他因素，水电与核电未来发展空间有限，预计未来发电占比大概率下降，火电未来主要是作为调节电源，预计发电占比会大幅下降，谨慎起见，我们按照火电40%、其他发电21%来计算。）

远期来看，到2060年，风光发电的占比要达到60%，未来新能源行业仍有非常广阔的发展空间。

四、未来新能源的发展速度很大程度上取决于源网荷储一体化的建设进度

源为电源侧（即各类电站），网为电网侧，荷为负荷侧（即电力用户），储为储能侧，想要提升新能源占比，就必须统筹四侧协调发展，推进源网荷储一体化。

1、用户侧：一是加大就地消纳力度，二是建立需求侧响应机制，合理调整用电负荷。

新能源的不稳定性与电网安全之间的矛盾是始终存在的，不可根本消除，为了减少对主干电网的冲击，我们需要让相当大比例的风光电就地消纳，不上主干网，可以将这一政策理解为“化整为零”。

我们先看分布式光伏，2023年和2024年，海南、山西、湖南、内蒙古、辽宁部分地区相继发布分布式光伏红色预警，甚至暂停项目备案，原因都是电网承载能力不足，短期已经没有新增装机空间。国家能源局综合司2024年10月9日发布公开征求《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》意见的通知，该文件明确：“一般工商业分布式光伏可选择全部自发自用或自发自用余电上网模式，大型工商业分布式光伏必须选择全部自发自用模式，项目投资主体应通过配置防逆流装置实现发电量全部自发自用。”虽然目前户用光伏仍允许全额上网，但未来分布式光伏全部自发自用是确定的趋势，也就是我们说的就地消纳。

再看集中式光伏，虽然国家政策层面并未强制要求自发自用，但各地已经纷纷制定了有关就地消纳和源网荷储一体化的措施，如新疆自治区发展改革委于2023年6月明确提出“以就地就近消纳为重点谋划布局新能源项目，推动新能源与储能、CCUS、煤化工、石油化工、电动汽车、新材料等产业集群耦合联动发展，形成以负荷带动电源、创新链带动产业链的循环互促模式。”西宁市于2023年8月提出建设“源网荷储”一体化新型电力系统示范中心城市。山西省能源局于2024年7月发布《关于印发推动绿电资源就地转化助力产业绿色低碳转型工作方案的通知》。上述政策均是将产业与新能源电站“捆绑发展”，新能源发电不上主干网，而是定向为特定的产业园区、企业送电。除了大型工业园区之外，还可以在城市居民区、商业区、农村构建微电网，新能源电站定向为该些区域送电。如果大量新能源发电不上主干网，而是就地、就近消纳，则可以有效减轻对主干电网的冲击。

在用户侧，要建立需求侧响应机制，引导用户侧的用电节奏，让部分柔性用电需求根据电力供给情况做出合理调整，比如2024年9月，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局四部门发布政策，将在全国开展车网互动规模化应用试点，试点通知指出要完善价格与需求响应机制，建立健全居民充电峰谷分时电价机制，全面推广新能源汽车有序充电，扩大双向充放电（V2G）项目规模，参与试点的地区应全面执行充电峰谷分时电价，力争年度充电电量60%以上集中在低谷时段，其中通过私人桩充电的电量80%以上集中在低谷时段。

2、电网侧：加大电网建设，适应新型电力市场

电网侧一要大力建设主干电网，提高跨区送电能力，二要大力建设配电网，为源网荷储一体化的局域电网提供支持，三要大力建设智能调度系统，做好软件的升级。国家发展改革委、国家能源局、国家数据局2024年7月发布了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（发改能源〔2024〕1128号），未来电网企业要加大投资建设力度，文件布置了9项重点工作，其中“大规模高比例新能源外送攻坚行动”对应的就是主干电网尤其是特高压的建设、“配电网高质量发展行动”对应的就是配电网建设，“智慧化调度体系建设行动”对应的就是智能调度系统的升级。该三项行动本质上都是为了适应新能源的高速发展，促进新能源消纳，保证电网的安全稳定运行。

3、发电侧：对火电进行灵活性改造，从主力电源变为调节电源

火电一直是我国的主力电源，2023年火电的发电占比还高达64%，按照未来的规划，火电将不再作为主力电源，转变为调节电源，承担调峰和调频的任务，在新能源发力不充分的时段，火电必须顶上去，在新能源发力比较充分的时段，火电维持最低出力即可。

虽然未来火电不再作为主力电源，其发电占比将会大幅下降，但这并不意味着火电建设会降速，电力供给事关国计民生，必须时时刻刻保证供给充足，但新能源发电具有很大的间歇性，尤其是在极端天气，光伏和风电都有可能长时间持续的少光少风，甚至无光无风，火电的建设必须要考虑到这种极端情况，随时能够充分出力。按照年可利用小时数计算，火电可以达到5000小时，风电和光伏在我国不同地区大约分别为1500-2500小时和800-1500小时，风光的平均可利用小时数约为1500小时，不到火电的1/3，未来新能源电站的装机必须与火电的装机按照一定的比例（大约为3:1）同步发展。按照我们对新能源装机的预测，到2036年，新增新能源装机至少为5000GW，则新增的火电装机至少为1700GW，是截至2023年装机量的122%，2013年我国火电装机量为862GW，2023年为1390GW，年均增速约为4.5%，未来13年，预计年均增速需要提高到6%。另外，存量的火电站也需要进行全面的灵活性改造，以适应未来的调节需求。

4、储能测：利用储能来调峰调频

在现有储能手段中，抽水蓄能占到了90%以上的比例，预计未来仍是绝对的储能主力。抽水蓄能也要与新能源电站同步发展，理论上，一般要求抽水蓄能的装机量占到新能源的装机量1/10左右，才能有效平滑新能源的不稳定性，按照我们之前的测算，到2036年新能源的总装机量将达到6000GW，按照1/10计算，届时约需要600GW的抽水蓄能。相对于新能源的发展，我国抽水蓄能的建设明显不足，截至到2023年，我国已投产抽水蓄能的装机量仅为51GW，而风光的总装机量为1050GW，抽水蓄能占比仅为5%。按照国家能源局2021年发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，我国计划到2030年将投产的抽水蓄能装机量增加到120GW，到2035年规划总装机量（含投产和在建）420GW。

除抽水蓄能之外，常见的储能还包括电化学储能、飞轮储能、压缩空气储能、氢储能等，目前技术比较成熟且能够达到商业化应用的是电化学储能，2023年中国电化学储能新增装机19.7GW/45.4GWh（从装机量来看，电化学储能是抽水蓄能的约40%，但电化学储能年均运行小时数约1000小时，但抽水蓄能可以达到4000小时，所以综合折算下来，目前抽水蓄能的储存能力是电化学储能的10倍左右。）电化学储能的主要优点是“小快灵”，不受地理条件和投资规模的限制，且响应速度极快，但其缺点也比较明显，一是安全性仍有待提升，二是电池容量逐年衰减，三是对关键金属依赖非常严重，虽然未来电化学储能有较大的增长比例，但预计未来仍是抽水蓄能的补充。

短期来看，受限于消纳能力和火电、电网、储能等配套设施的建设进度，新能源的装机速度肯定会收到一定影响，电站收益还会面临很多的不确定性，消纳能力较差地区的光伏电价大概率还会有所下降，但如果我们拉长视线，目前所有的政策都不是要限制光伏的发展，而是要实现电源侧、电网侧和用户侧的协调，大力发展新能源是实现“双碳”目标、实现国家能源转型的必由之路，大力建设新能源电站仍是未来几十年的趋势，随着电网的改造升级、火电的灵活性改造、储能的大力发展和源网荷储一体化的推进，预计消纳问题将得到有效缓解，电网对不稳定电源的承载能力也将大大提升。

-----微观篇-----

一、光伏电价政策的三个时代

电力行业具有其特殊性，在任何一个国家，电力都不能完全市场化，国家的调控政策对行业的发展至关重要，在我国尤为明显。我国光伏电价在过去很长时间内都是政府定价，属于“铁饭碗”时代，现在是从计划向市场的转变时代，2030年将全面进入市场化时代。

1、2021年之前的光伏行业是1.0时代，即享受补贴的“铁饭碗”时代。

由于光伏装机成本高昂，不具有经济性，国家为了鼓励新能源的建设，对光伏给予了特别的保护，保量（全额收购）、保价（标杆电价）、保期（20年）收购光伏电站的发电。

保量：2007年，国家电力监管委员会发布《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，该办法明确“电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。”“电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。”该份文件对电网企业全额收购新能源上网电量予以了明确，而且基本没有附加什么条件，相当于应收尽收。

保价、保期：2013年发改委1638号文明确：“光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。”该文件将各省级行政区划分为三类资源区，执行不同的标杆电价，分别为0.9元、0.95元和1元。光伏标杆电价是一个固定金额，其中对应燃煤标杆电价的部分，由电网支付，超出部分由国家财政补贴、由电网转付，比如2014年二类资源区标杆电价为0.95元，假如当时当地燃煤标杆电价为0.35元，则补助为0.6元。

在国家的大力扶植下，光伏行业制造成本大幅下滑，以组件为例，价格变动如下：

随着光伏行业制造成本的不断下降，标杆电价逐步降低，补贴逐步退坡。

历年标杆/参考电价及补贴标准梳理如下：

虽然补贴在逐步退坡，但新能源的装机成本也在同步下降，即便不考虑补贴，仅按照燃煤标杆电价售电，光伏电站依然可以有不错的收益率。在1.0时代，光伏电站只要能够建成并网发电，就可以稳定的收取20年的补贴和电费，是货真价实的“铁饭碗”。

2、2021年-2030年是光伏行业的2.0时代，即平价上网时代，也是全面市场化交易前的过渡时期。

（1）不再“保量、保价”

在过期时期，光伏电站的“铁饭碗”被逐步打破，补贴大幅退坡、直至取消，部分地区不再按照标杆电价全额收购，不再“保量、保价”。

补贴退坡：2020年，由于光伏装机成本大幅下滑，度电成本已经接近火电，光伏已经具备了平价入市的条件，2020年的511号文将光伏上网指导价降低至接近燃煤标杆电价的水平，并且明确规定指导价低于电站所在地燃煤标杆电价的，按照燃煤标杆电价收购，即指导价和燃煤标杆电价以孰高为准。2021年光伏行业正式进入平价上网时代，补贴取消，光伏电站上网电价按照当地燃煤发电基准价确定。

降价、降量（区分保障性收购和市场化交易）：西北地区在2014/2015年即开始出现新能源的消纳问题，频频弃风弃光，2016年3月，结合新能源发展的新形势，发改委发布了《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（625号文），该文将新能源项目年发电量区分为保障性收购电量部分和市场交易部分，保障性部分优先安排年度发电计划，与电网签订优先发电合同，仍执行标杆电价，该部分仍是“保价”、“保量”，但市场化交易部分则通过市场交易方式消纳，言外之意，电网可以收购也可以不收购该部分电量，价格也是随行就市，这部分就不再“保价”、“保量”，同时该办法明确老电站（已经纳入补贴范围的电站）市场化交易部分仍可享受补贴（新能源标杆电价减去燃煤标杆电价的差额），当然享受补贴的前提是这部分电必须出售出去，如果被“弃风弃光”了，补贴也就没有了。

5月，发改委和国家能源局发布《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》（1150号文），该文对保障性收购做了细化规定，确定了适用保障性收购的重点地区（主要是三北地区），上述地区在一类资源区的为1500小时，二类资源区的为1300-1450小时不等，其他地区在未经发改委和能源局同意的前提下原则上仍然全额收购新能源发电。对比上述地区年可利用小时数（即理论上最大发电小时数），保障性收购部分仍占了较大比例，在80%-90%以上。

2016年的政策正式开启了向市场化的转型，但转型工作是逐步推进的，在2016年政策推出之初，对光伏电站收益的影响并不明显。在次之后的几年里，随着新能源装机的不断增长，电网压力越来越大，上述重点地区频频突破之前划定的保障性收购小时数，部分地区甚至大幅低于发改委于2016年划定的标准，重点地区之外的其他地区也纷纷采取保障性收购政策，不再全额收购。近两年，越来越多的省出台了低于2016年国家保障小时数的“省内保障小时数”，如甘肃2018年为479小时、内蒙2020年为1200小时、陕西2021年为1250小时，2016年的1150号文实际上已经名存实亡，各省根据自身消纳情况“各自为战”，保障小时数越来越低，到2024年，各省的情况差异极大，有的省份自始至终也没有出台保障小时数政策，其中部分地区是模范生，一直是全额消纳，部分地区则既不出台政策也不全额消纳，有的省份基本仍参照2016年的标准执行，如黑龙江为1300小时，吉林为1275小时，有的省份则大幅下调小时数，如新疆为800小时，宁夏和内蒙则不足500小时。

（2）电力市场化交易

2022年，发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（118号文），明确了未来10年的总体目标，到2025年初步建成全国统一电力市场体系，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易。

随着各地保障小时数的不断降低，市场化交易比例不断升高，2023年，我国交易电量5.67万亿度，占全社会用电量比重为61.4%，其中，新能源的市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，预期2024年参与交易的新能源发电量占比将超过50%，到2030年，新能源电量将全部进行市场化交易！

市场化交易大体可以分为两类，一是中长期交易，二是现货交易。中长期交易可以年度、季度、月度和月内为单位签署，现货交易分为日前交易和日内交易，总体来看，中长期交易在市场中占据了大部分比例，2023年12月发改委发布了《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，该通知明确电力用户年度电力中长期合同签约电量不低于上一年度用电量的80%，新能源占比较高的省份不得低于60%。

关于市场化交易的结算价格，在不同时间、不同地区差异比较大。发电端的电价基本是以售电端的价格为基准做上下浮动，在售电端，我国长期采取分时电价政策，2021年7月，国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地统筹考虑当地电力供需状况，科学划分峰谷时段，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1；其他地方原则上不低于3:1。政策目的在于根据电力供需情况确定峰谷时段，并进一步拉大峰谷电价差。之后，各地纷纷调整分时电价政策，大部分地区将光伏出力最多的午间时段划为谷时电价，部分地区的谷时电价降到了光伏发电成本之下，例如甘肃省《2024年省内电力中长期年度交易组织方案》明确谷段为9:00-17:00，电价为平段电价（交易基准价为燃煤基准价格）的50%，即0.15元/度（甘肃省燃煤基准价为0.3元/度），上午9:00-17:00几乎为光伏出力的全部时段，这就意味着甘肃省光伏大部分出力时间的结算价格不会超过0.15元/度。在中长期市场，电价比较稳定，光伏电价的总体趋势是低于火电价格，在现货市场，尤其是日内交易，收到实时电力供需关系的影响，电价经常会出现比较剧烈的波动，比如山东省出现的负电价即为现货市场的日内交易，但如果拉长时间来看，现货交易的价格基本是以中长期交易价格为轴上下浮动。

影响一个地区低谷/深谷时段划分因素主要还是当地的电力供需情况，在经济欠发达但电力供应充足，尤其是新能源装机量比较的地区，光伏出力时段基本均为谷段和平段，交易价格明显较低，但在经济发达但电力供应相对不足的地区，尤其是新能源装机量较小的地区，则光伏出力时段覆盖了峰平谷，如江苏省2024年7/8月份的8:00-11:00为峰段，11:00-13:30为平段，13:30-15:30为尖峰段，15:30-18:00为平段。不同地区峰平谷的不同划分极大影响了新能源发电的交易价格，整体来看西北地区的政策对光伏电站收益影响较大，东部地区影响相对较小，据统计，2024年上半年各地的光伏交易平均电价，新疆、甘肃不足0.2元/度，东部部分地区达0.4元/度以上，全国大部分地区在0.3元-0.4元之间。

在过渡期内，我们测算一个光伏电站的电价收益，应当首先区分保障性收购部分和市场化交易部分，保障性收购部分要了解当地的保障小时数或保障比例，计算出保障部分的电费收入，市场化交易部分要了解当地的分时电价政策和每年的新能源实际结算均价，并且要了解当地实际消纳新能源的情况，对无法消纳的发电量（即无法产生电量收益）做出合理预估。

3、2030年以后，是光伏行业的3.0时代，即全面市场化时期。

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），该文件明确到2030年基本建成全国统一电力市场体系，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择。到2030年，新能源的保障性收购政策将彻底结束，全面迎来市场化的竞争。

与其他商品一样，电力价格也应该由供需关系决定，光伏电站很快将走出保价、保量、保时的“温室”，接受市场竞争的洗礼。

二、未来几年光伏电站的并购机会及投资建议

1、光伏电站并购市场供需失衡，特殊机遇投资机会显现

2017年至2021年，我国每年光伏新增装机均在50GW左右，增长并不明显，但自2022年开始，新增光伏装机爆发式增长，2022年达到87GW，2023年达到惊人的216GW，2024年预计与2023年持平。之所以2021年开始爆发，是因为2021年12月，国资委公布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》，要求央企推进煤炭消费转型升级，到2025年可再生能源发电装机比重达到50%以上。彼时，五大电力央企中，除国家电投外，其余四家均以火电为主，可再生能源装机占比平均在30%左右，为了完成50%的任务，2021年至2023年，各家电力央企大干快上，不仅新建了大量新能源电站，而且从民企手中收购了大量存量新能源电站。在近三年全国新增的光伏电站装机中，央国企占据了大部分，从历年集中式光伏电站指标的国企与民企的比例可以印证这一点，2020-2022年，在全国发布的集中式光伏电站指标中，央国企获得的指标占比分别为46.8%、74.1%、79.9%，民企获得的指标占比分别为53.1%、25.9%、20.1%。

在近三年存量光伏电站的并购中，光伏电站市场上的买家主要为央国企，卖家主要是民企。

2023年底至2024年初，各家央企纷纷提前完成了50%的任务，同时考虑到市场化交易对投资收益的影响，电力央企投资热情逐渐下降，不仅不再新建高风险区域的分布式光伏项目，而且原则上也不再收购存量光伏电站，并购市场的“买盘”快速变少。

同时，市场上的“卖盘”却并没有减少，甚至在增加。

卖家出售电站的原因，主要可以总结为以下几项：

一、部分光伏电站的投资方并不以长期持有为目的，为了加快资金周转，电站并网之后马上出售，再去投资新的项目，上述项目的主要买家即为央国企，一旦央国企不再收购，上述投资方将被迫从短线投资变为长线投资，但囿于自身资金实力的限制，上述投资方仍普遍有出售电站的诉求。

二、部分光伏电站因为无法获得补贴或者电价下降，导致自身现金流不及预期，甚至无法覆盖借款，发生债务违约，金融机构或者投资方均有出售不良债权或者电站资产的诉求。

三、在投资光伏电站的民企中，有相当一部分同时还从事上游的硅料、硅片、电池片或组件的生产制造，近两年，光伏产业链中上游产能过剩、产品价格暴跌，光伏生产企业普遍大幅亏损，现金流紧张，为了保证生存，这些企业不得不“断臂求生”，出售相对优质的电站资产。

2024年并购市场开始出现供需失衡的现象，预计2025年并购价格将会下行，尤其是部分出现债务违约的电站，将有可能获得比较可观的折扣价格，特殊机遇投资机会将会显现。

随着源网荷储一体化的建设加速和新型电力市场的建立，相对于中期（5年以内），预计中长期（5年以上）光伏消纳问题将会获得明显缓解，光伏电价和电站收益率均有望稳定回升，并购市场买盘将会逐步增加，收购折价有望收窄。

综上，预计此轮特殊机遇的投资机会将会集中在2025-2030年之间。

2、收益测算与区域分化

（1）不同条件下的收益测算

光伏电站的成本主要包括前期建站成本和后期运维成本，建站成本包含设备（光伏组件、逆变器、支架、电缆等）、土地、施工等，目前建站成本大约在3-3.5元/瓦左右，后期运维成本约每年0.05元/瓦，按照20年计算的话，总运维成本约1元/瓦。除上述成本外，部分集中式地面电站还有一些隐形成本，如前期项目开发费用、配套产业的综合成本等。

光伏电站的收入主要是电费收入，全额上网项目的电费收入来源于电网，自发自用项目的电费收入来源于电力用户。光伏电站年收入概算公式为：装机容量*年可利用小时数*度电电价，我国幅员辽阔，不同地区光照条件不同，西北地区的年可利用小时数达到1500-2000小时，川渝地区则低于1000小时，全国平均大约1300小时。不同区域的光伏结算电价也有较大差异，主要收到当地电力供求关系和新能源装机占比的影响。

据华能资本和龙源设计院的测算，在设定投资收益率为年化7%的情况下，不同的电价和发电小时数对装机成本的要求如下：

例如，按照1300小时的全国平均年可利用小时数和0.3元/千瓦时的电费计算，4元/瓦的建站成本即可获得年化7%的投资回报。按照目前的建站成本和国内大部分地区的光伏结算电价，投资回报基本都在10%以上。即便是西北地区，我们设定电价为0.2元/千瓦时，年可利用小时数为1600小时，则3.1元/瓦的建站成本即可获得年化7%的投资回报。（上述测算均以全额消纳为假设，如果考虑弃风弃光问题，则需要具体问题具体分析。）

（2）区域的明显分化

我国电力市场的供求关系呈现了明显的区域分化，在发电端是西多东少、北多南少，但在用电端却恰恰相反，是西少东多、北少南多，这就导致了明显的供需不匹配。我们来看一下各地区的发电量与用电量：

（图片来源于公号“城市进化论”）

（图片来源于公号“城市进化论”）

部分地区发电量明显大于用电量，供过于求，是电力输出地区，部分地区发电量明显小于用电量，是电力输入地区，供求关系很大程度上影响了当地市场化交易的电价，一般来说，电力输出地区电价较低，电力输入地区电价较高。

影响新能源电价的另一个因素是各地的新能源发电占比。新能源占比较高的是青海、宁夏、甘肃等9个省份，新能源发电量占用电量比例超过20%，其中，青海占比超过40%。

（图片来源于公号“北极星电力网”）

新能源占比较高的地区，新能源消纳能力较差，市场化交易的新能源电价较低，反之则较高。

电力供需关系和新能源发电占比除了影响电价之外，还会影响消纳能力，在电力过剩且新能源占比较高的省份，弃风弃光率明显较高，反之则较低。下图为全国新能源消纳监测预警中心发布的2024年1/2月份的全国风光利用率情况，全国平均利用率在95%以上，但由于技术和政策的原因，部分地区的部分弃风弃光并未被统计入利用率中，实际利用率要明显低于95%，尤其是西北地区，据了解，部分地区实际的弃风弃光率达到20%-30%，东部大部分地区存在电力缺口，新能源的弃风弃光现象相对较少，利用率数据也相对真实。

以上几种因素共同影响了新能源的交易电价，全国范围内，呈现了明显的区域分化，以下为2024年部分省份新能源交易电价（数据来源：飔合科技）：

3、投资建议

（1）宏观：关注源网荷储一体化的建设进度

作为投资者，我们需要密切关注两个指标，一是未来光伏电站的装机速度，二是源网荷储一体化的建设进度，想要提升新能源的占比，二者必须同步协调发展，如果前者速度明显快于后者，则光伏消纳问题会更加严重，光伏结算电价也将继续走低，反之，消纳问题将会缓解，电价将会回升。

（2）空间：关注区域分化

西北地区虽然年可利用小时数较高，但目前实际结算电价偏低，且弃风弃光现象比较明显，在消纳问题没有得到有效解决之前，新建电站的投资收益率可能较低，但存量电站的并购仍可根据实际售电收入对未来现金流做折现处理，以确定收购价格，如果收购价格足够低，依然可以获得可观收益。东部地区虽然年可利用小时数较少，但目前实际结算电价普遍与火电持平甚至高于火电，且弃风弃光现象比较少，新建电站依然有不错的投资收益，尤其是部分离网的工商业光伏项目，在用电企业稳定用电的前提下，投资回报明显高于全额上网项目。

（3）时间：关注电价政策的“新老划段”

法理上，法律法规原则上不得溯及既往，只能面向未来生效，否则将导致法

律法规的不稳定性和不可预测性。如我们前文所述，目前光伏电站的电价是计划与市场并存，保障性收购部分是政府定价，即参考燃煤标杆电价，保障性收购之外是市场化交易，根据供需情况随行就市，一个光伏电站的电费收入很大程度上取决于保障性收购的比例。实践中，该比例由各省自行确定并不定时调整，但各地基本都没有明确每一次出台的新政策是否仅对未来生效，实践中的做法也比较混乱。近十几年光伏电站的建站成本大幅下降，不同年份的建站成本差距很大，老电站的建站成本明显高于新电站，如果不加区别的将所有电站的保障性收购比例同步下调，则老电站在竞争中将明显处于劣势，一旦光伏实际结算价格低于燃煤标杆电价，则部分老电站将会出现投资亏损的情况，行业内已经有很多人在呼吁，对新老电站实行“新老划段”政策，对老电站给予一定的保护。如果我们投资存量光伏电站的并购，一定要关注每一个地区是否有“新老划段”政策，或者是否实际上在执行“新老划段”政策，这对于测算投资收益率至关重要。

（4）投资方式：建议关注金融机构的光伏电站不良债权收购和光伏一体化企业自持的光伏电站的并购机会。

作者简介：

张竟一,中国人民大学法学硕士,现任职于北京市君泽君律师事务所。曾经先后任职于北京某区法院，从事民事审判工作；某四大AMC旗下金融租赁公司，任执行高级经理，先后从事业务、法务和资产保全工作；某省金融资产管理公司（地方AMC），任风险合规部门负责人、业务决策委员会委员、公司董事。个人著作：《融资租赁法律原理与案例评析》（2020年，中国法制出版社）