电力央企频频“甩卖”光伏电站之后，光伏年度指标正在经历断崖式下跌。
华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，近日，某投资商手中西北某省GW级光伏开发指标，接触了多家央国企竟无一愿意接手。对于光伏电站投资的行情，有央企内部人士直言不讳称，目前西北省份光伏指标已经“烂大街了”，项目太多、无人问津。
西北几省中，在2024年下半年以来下发的新能源指标中，陕西光伏指标占比不足22%，甘肃的光伏指标占比更是低至仅10%左右；宁夏则更是决绝，仅是下发了风电指标，暂无光伏指标。
光伏指标断崖式下跌的趋势，不仅仅出现在风光资源丰富的西北省份，河北、山西、广西、湖南、湖北、贵州以及内蒙古等7省，光伏指标占比较风电风电大幅走低，这一趋势正在越来越多的省份中蔓延开来。
从“风电三峡工程”开始，中国新能源开发的早期可以说是风电“当令”，直至“双碳”目标刚刚出炉的2020年底，中国风电、光伏并网装机规模分别达到了2.8亿千瓦、2.5亿千瓦，不相上下，风电比光伏多了3千万千瓦。可此后短短四年间，光伏装机就大举反超，截至2024年底，中国风电装机5.1亿千瓦，而光伏装机骤升至8.4亿千瓦。
那么，如何看待当前光伏指标断崖式下跌、风电指标上扬的原因？这一趋势将如何重塑风电、光伏的未来？这一趋势是短期的还是长期的？
光伏风电，攻守易位？
尽管无法从各地主管部门手上拿到未来风光开发指标的详尽数据，但是，近来央国企大事“甩卖”光伏电站的动作，足以侧面印证光伏指标下滑的传闻（详见此前文章《电力央企为何“甩卖”光伏电站？市场的风向变了！》）。
这当中，尤属绿电巨头——国家电投的动向最为外界关注。8月27日，国家电投旗下内蒙古电投公开转让山东那仁太新能源有限公司100%股权，其投资的山东100MW户用光伏发电项目，总投资3.8亿元，原来匡算的资本金内部收益率为10%，结果该项目2023年净资产收益率仅为1.8%，属低效资产，故被甩卖。
而在甩卖那仁太项目前后，国家电投还将河北沽源、内蒙古通辽以及重庆的项目挂牌出售。到了11月，国家电投北京中和零碳能源有限公司更是一次性转让了10家新能源项目公司的股权，涉及四川、云南、浙江等省55MW分布式光伏、83.9MW地面电站项目。
甩卖存量项目的同时，国家电投也在叫停在建项目。10月24日，国家电投核销了赤峰市阿鲁科尔沁旗40MW户用分布式光伏项目。该项目总投资1.63亿元，当初匡算的资本金财务内部收益率为8.53%。但是项目投资收益率最新要求，还是建议核销。
国家电投并非个案。2024年下半年以来，据不完全统计，央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。
或许是被分布式光伏的“负电价”严重挫伤，在山东省拥有大量分布式光伏装机的华能集团，于2024年上半年暂停了分布式光伏的推进，在集中式光伏领域，也明确了“择优开发”的规则。这一择优的意涵或许意味着：慎重光伏项目的开发、适当向风电项目倾斜。
事实上，2024年以来，各地陆续公布了2023年度及2024年度风光项目建设清单。据不完全统计，截至11月底，河北、山西、广西、湖南、湖北、安徽、贵州、云南等11个省份下发了风电、光伏项目指标，总规模近170GW，其中光伏项目总计约71GW，风电项目总计约97GW。
风电指标超过光伏，这在“双碳”目标提出以来的4年之间，尚属首次。而春江水暖“数”先知，敏感的市场数据，背后一定有着某种尚不易被察觉的趋势性内容。
光伏为何开始“占下风”？
在光伏装机连续“吊打”风电几年之后，为什么新能源开发业主方重又规避光伏、趋向风电了呢？
“项目收益率”是绕不开的问题。某电力央企在2024年年中工作会议上分析称，近年来新增新能源项目有近40%无法实现承诺收益率，部分项目持续亏损，甚至投产即亏损，新能源已呈现出“增量不增利”局面。针对后续新能源开发，该央企称“将大力推进新能源生产管控体系优化，算好投入产出经济账”。
而对风电光伏新能源项目而言，最终影响其收益的，一个是电价，一个是电量。
新能源的现货电价与中长协电价两部分电价都不容乐观。进入2024年年底，新能源现货全国均价在光伏大发的午间已经低于0.15元，某西部新能源大省甚至跑出了4分钱的“地板价”，这还不算山东省在个别时段的负电价；而中长协电价，西部省份也已经跑出了0.15元的超低价。
这其中，光伏、风电两者并非是“雨露均沾”，光伏所面临的电价形势之恶劣，恐怕要远甚于风电。
早在2024年上半年，新疆风电结算均价0.21元/度，光伏结算均价0.16元/度，光伏电价比风电电价低近23%；甘肃风电结算均价0.27元/度，光伏结算均价0.18元/度，光伏电价比风电电价低了三成。新疆和甘肃的情况很有代表性，在全国范围内，风电在电力市场中获得的电价几乎都要高于光伏。
上述电价趋势，在光伏装机超6000万千瓦的山东也得到了验证：2023年五一期间，山东电力现货市场再次出现46次负电价。最低价格出现在5月2日17时，为-0.085元/kWh，相当于每发一度电就要倒贴付费8.5分钱。
电量方面，光伏同样输给了风电。理论上，光伏全年利用小时数是1500小时左右，风电是2200小时左右，光伏是输于风电的。而更主要的原因还在于，由于光伏出力主要集中在午间三四个小时，也是全网用电需求最少的时段，该时段光伏电站频频接电网通知要弃光弃电。
在光伏装机超过2200万千瓦的青海，早在2023年下半年，光伏电站就接电网通知，要在光伏大发的午间限电弃光三四个小时。而分布式光伏大省河南，从2024年初以来，越来越多的光伏电站也都需要午间停发三四个小时到五六个小时不等。
风电、光伏都具有随机性、间歇性、波动性特点，风电出力“冬春大、夏秋小、夜大昼小”，光伏出力“夏秋大、冬春小、晚峰无光”。但是由于风电的出力时间段，比光伏要分散的多，尤其是在系统用电高峰的夜间也能够发电，因此在电价上优于光伏，在发电量保障方面也优于光伏。
新能源开发的未来走向
据了解，随着光伏发电占比的提高，全国已经有19个省份将光伏大发的中午时段调整为谷段，频频出现的新能源限发限电现象也都出现在光伏大发的中午时段。这意味着很多地区的光伏已经出现“超配”了，由此带来的消纳矛盾无需赘言。
在这样的情境下，尽管地方政府仍在不遗余力推动本地光伏项目的上马建设，但是相关各方尤其是光伏电站开发的业主方，还是会根据现实去理性调整光伏电站的开发节奏。
正是在这一背景下，光伏电站指标才出现了大幅下跌，同时指标还正在向风电倾斜。
那么这一倾斜，其终点会是在哪里呢？
短期来看，或许一直要到系统的风光配比达到一个新的均衡点为止，在这一均衡点上，光伏电站的弃光弃电风险最小，其低电价、负电价扰动也最小。
当然，从长期来看，光伏的未来装机潜在空间依然大于风电。由于中国的“双碳”进程是高度确定的，风电、光伏新能源装机的增长也具有高度确定性性，未来二、三十年，中国的新能源装机还将从2024年的13.5亿千瓦大幅攀升至2060年的50亿-60亿千瓦。而这一过程中，光伏的装机增长空间要远大于风电。仅以50亿千瓦的窄口径新能源装机量来测算，光伏装机就将达到35亿千瓦。
光伏装机潜在空间大于风电，首先是由于光伏降本的速度与空间远大于风电。
2012年，光伏组件价格高达9元/瓦，逆变器价格约为2元/千瓦；而发展超过十年后，如今光伏组件价格已降至0.7元/瓦以下，逆变器更是低至0.15元/千瓦左右，成本降低约95%。而同期，尽管风机装备的价格也从最初的每千瓦万元之高降至如今的约千元/千瓦（今年已降至1300～1500元/千瓦范围）。
且在未来，伴随着中国光伏制造厂商竞争的逐步白热化，光伏进一步降本势头仍然凌厉，而风机进一步降本的空间已经十分有限。
其次，光伏光电转换效率技术进步速度快、空间大。目前，由于光伏各种技术路线的齐头并进、激烈竞争，目前的光电转换效率已经达到了23%、24%。未来10年，这一光电转换效率有望迅速趋向30%，甚至不乏专业机构预测称未来的光电转换效率或许能达到40%、50%。
以这样的降本速度以及技术进步空间，长期来看光伏装机碾压风电装机几乎是必然的。再被视为风电新增量的海上风电，其成本居高不下、大型化之外风机技术进步空间的逼仄，也将制约着风电装机的持续放量增长。
总而言之，尽管短期内光伏的系统占比迅速攀升，带来诸多问题与矛盾需要化解，现实需要光伏“控量”发展，同时，系统也会主动去寻求风电、光伏的合适配比。
不过从长期来看，光伏装机增长的空间仍是十分巨大的，仍将是未来新能源装机的主流。
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