隨著時代的變遷，光伏電站的風險與壓力也在隨之發生變化。補貼時代，土地、電網、融資成本并稱為國內光伏電站非技術成本的“三座大山”，但這三座大山是針對于光伏電站開發端的標準與紅線。

平價時代之后的新能源電站，更多的風險被隱藏于平價的“水面”之下。進入無保障的市場競爭階段后，在光伏電站長達25年的生命周期中，消納、土地與電力交易的不可控變量正成為平價時代的運營端的“三座大山”。

風光的快速上量給消納帶來壓力

由于配套調峰電源建設滯后，西部某省份的特高壓配套風光電站項目在建成的首年經歷了將近50%的棄光棄風，加上風光發電不穩定性，這條特高壓通道的綠電輸送比例遲遲未達到設計值。實際上，這將成為特高壓配套新能源基地項目面臨的一個普遍性問題，同時也是我國風光大基地項目推進中一直被反復強調的問題。

一般而言，風光電站的建設周期要遠遠短于特高壓通道的批復建設，據光伏們了解，在目前第一批大基地推進中，多個基地的配套電源工程總體進度相對于主體建設滯后。而在大基地項目分布較多的西北地區，由于自身消納能力有限，特高壓通道是風光電站送出與消納的關鍵。

此外，特高壓通道的建設還需要綜合考量送端省份與受端省份的電價“談判”周期，加之涉及到配套調峰電源的建設、電網公司的規劃批復時間等，都給送出通道的推進帶來了困難。

另一方面，雙碳目標下，我國新能源電站裝機規模正快速提高，可以明確的是2021-2022年風光電站年度新增裝機將再次刷新記錄。在新能源裝機占比快速提高的同時，消納壓力正有卷土重來之勢。根據全國新能源消納監測預警中心數據，2022年1-5月全國風電、光伏平均利用率為95.6%與97.5%，其中內蒙、吉林、甘肅、新疆的風電，青海、西藏的光伏利用率邊徘徊到90%左右。

但是，針對同一省份不同地區的新能源電站，利用率也呈現不同的水平。光伏們了解到，某位于西北省份的風電利用率僅為80%，而同一省份的風電站大部分利用率在90%以上，這也對新能源項目的開發選址提出了挑戰。

可以預見的是，在“十四五”時期，雙碳目標正處于沖鋒上量的階段，新能源規模的快速增長將給電網結構帶來巨大沖擊，消納仍然將成為電站運營階段不可控的風險之一。

土地性質與稅費風險

用地問題一直被譽為新能源電站的“達摩克里斯之劍”，從土地性質到土地稅的征收，在糧食安全紅線之下，新能源電站的土地問題仍將持續。

今年1月份，自然資源部印發《關于開展2022年衛片執法工作的通知》，國土“三調”數據正式陸續啟用并與原有數據進行融合，國家林草局等相關部門也明確表示，存量光伏用地要以“三調”數據與林地數據對接融合后的結果為準，據此判斷光伏電站項目是否占用林地和辦理相關手續。

例如，在最新的第三次全國國土調查工作分類認定中，沼澤地被劃分為濕地性質，而此前為未利用的其他土地。有行業人士表示，“這意味著將有一大批存量光伏項目會被莫名其妙地通知，占用了基本農田、基本草原、國家公益林以及加之過去兩年很多項目被動納入環保生態紅線范圍。”

在國土調查的前后，光伏電站用地性質可能發生改變、補辦手續甚至是搬遷或拆除的風險，也增加了存量光伏電站的運營成本。也有投資企業表示，在第三次國土調查，有部分土地完全符合光伏項目建設要求，但是和原有的第二次調查的數據以及林地的有關的數據不一致，導致各省土地、林地的審批工作受到了嚴重制約。

除此之外，土地不可控的風險還包括各地土地稅的開征。自2019年9月，新版《耕地占用稅法》正式實施，多個省份就光伏用地正式征收耕地占用稅和城鎮土地使用稅，征收標準、征收面積各地不盡相同。

日前，國務院辦公廳轉發的《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》中也針對該問題明確表示“完善新能源項目用地管制規則，地方政府要嚴格依法征收土地使用稅費，不得超出法律規定征收費用”，但在國家稅務部門出臺明確的規則之前，新能源電站的土地稅收主導權仍掌握在各級稅務部門手中。面對巨量的新能源項目，土地的風險不可忽視。

電力交易下的“量、價”風險

新能源參與電力市場交易正成為投資企業不得不應對的一大挑戰。在補貼時代，國家能源局要求各省出臺保障收購小時數，保量保價穩定新能源電站的收益率，但實際情況是在限電率較高的西北地區，新能源參與電力市場交易的比例一直穩居高位，個別地區甚至100%參與電力市場交易，這也直接導致了西北地區的新能源電站的綜合上網電價要低于基準電價。

除西北地區之外，近兩年隨著風光裝機的快速增長，部分中部省份也在躍躍欲試減少保障收購小時數，要求新能源越來越多的電量參與市場交易，從目前運行數據來看，參與電力交易的電價要遠低于彼時的脫硫煤標桿電價。

平價之后，新能源電站已經不再享受保障小時數的優惠政策，長期來看，參與電力市場只是時間的問題。2022年1月28日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》明確，到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。

可以看到的是，新能源發電量將有三個部分組成，包括基數計劃電量(保障小時數內電量，以煤電基準價結算，保量保價)以及中長期交易計劃、現貨交易計劃電量，其中中長期與現貨交易稱之為市場化交易電量，以交易價格結算，不保量不保價。

事實上，目前電力現貨交易機制未使全社會總體的用電負荷產生變化，只是新能源發電企業與傳統能源發電企業之間發電權的轉移，進一步加大了電價的下行壓力。新能源發電企業加入電力現貨市場交易后，若原有的交易模式、交易電量、新能源發電配比關系不變，勢必會造成新能源發電企業間的競價搶量，進一步加劇電力現貨交易的競爭。

從消納、土地到電力交易，新能源發電企業正面臨全新的電力市場競爭態勢，這也是風、光電站在25年生命周期內所要應對的風險與壓力，如何更好的運營電站，不僅需要更精準的跟蹤行業政策風險，還需要疊加技術管理、精準預測、智慧運維等多方面經驗。