据能源圈了解到，随着新能源风电、光伏发展进入新的阶段，其正在面临四大挑战，即土地问题、消纳难题、隐性开发成本以及市场化交易问题。

一、土地资源限制越来越多

土地资源限制主要体现在土地利用合规性考核越来越严格和土地相关费用成本不断扩大两个方面。

1、土地利用合规性考核变严

以光伏为例，随着《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地政策的意见》（国土资规〔2015〕5号）、《关于支持光伏扶贫和规范光伏发电产业用地的意见》（国土资规[2017]8号，两个文件的失效，相关部门又陆续发布了《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》（自然资办发〔2023〕12号）、《关于以第三次全国国土调查成果为基础明确林地管理边界规范林地管理的通知》（自然资发[2023]53号）文件，其中对土地的要求越来越严苛，已经明确严禁占用耕地，对于林地和草地的占用也提出了更加明确严格的要求。

同时随着三调图的使用，原本符合光伏建设的土地性质也有可能会发生变化，导致项目难以继续实施。笔者近期听到一个广东的案例，就是由于土地性质发生变化导致已经安装的光伏电站被拆除50MW的装机。

同样的问题，风电项目一样面临，虽然风电点征用地较少，但涉及到倒塔距离、噪声污染等问题，可选区域较少。以江苏为例，江苏近几年的陆上风电指标批复数量为0，全力发展海风。此外在福建也有类似的情况。

2、土地占用成本攀升

土地占用成本攀升主要体现在三个方面：

首先是永久用地（建设用地）的占用，此部分与地方政府的要求相关，以笔者经历的项目来看，某些地区升压站和储能场站永久用地（建设用地）费用能高达70-100万/亩不等，大幅拉升项目建设成本；

其次是临时占用（租赁部分的土地），这个问题主要是在光伏电站较为明显，光伏场区土地可以通过租赁方式占用，但是租赁价格近几年水涨船高，某些地区土地租赁单价可达2000+/亩/年；

再次，就是土地相关的税费，尤其是耕地占用税和城镇土地使用税，不同地区要求不同，征收标准、征收面积各地不尽相同，对光伏电站的建设和运营期成本影响很大。尤其是对两税应税面积的认定，各地很不透明。有的地区以光伏租赁面积为征收基数、有的以光伏阵列投影面积为基数、有的以光伏阵列基座面积为基数，还有的直接免征。

二、消纳形势越来越严峻

在消纳方面面临的主要问题是新能源弃风弃光现象逐渐严重、消纳利用率统计标准不透明等相关问题。

1、弃风弃光现象逐渐严重

下图是截止到2024年7月全国新能源消纳监测预警中心发布的各省级区域新能源并网消纳情况汇总表。

其中以河南省光伏为例，其2021-2023年以及2024年1-7月消纳利用率分别为：99.9%、99.5%、97.7%、97.6%。随着装机规模的扩大，消纳利用率下降已经是不争的事实。以上是权威机构的公开信息。但是以笔者参加的一些交流活动了解的信息，实际各地消纳情况远比上述数据恶化，首先区域分化严重，比如西北地区消纳压力更大，此外，同一区域，接入点位不同，消纳情况差别也很大。

2、消纳数据的统计标准也并不清晰

首先在《风电场利用率监测统计管理办法》（国能发新能规〔2022〕49号）和《光伏电站消纳监测统计管理办法》（国能发新能规〔2021〕57号）（以下简称《办法》）规定的风电场、光伏电站可用发电量和受限电量统计方法，新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量的情况计算，电网企业要明确并公布特殊原因受限电量的认定标准及计算说明。

其次，根据《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围。这表明，当新能源发电项目未能参与市场交易时，其未成交的电量不会计入限电时间。

综上，新能源项目限电再启，依靠全国消纳预警数据已经不再准确，限电分析变的更为复杂，进而新能源电站收益测算将变得极为困难。

三、项目开发隐性成本不断攀升

在风光等新能源设备造价大幅降低的背景下，新能源项目开发建设成本本应下降，但是面对各种隐性成本的攀升，新能源项目实际造价并未大幅下降，甚至在部分地方造价反而上升。

以“球哥看风”提到的案例--河北平顺县驭风行动试点20MW规模投资预算1.6亿，折合造价约8000元/kW。项目造价远超实际建设成本。

事实上，自2021年以来，很多省份对风光等新能源项目开发均提出了产业配套的要求，对新能源风光电站的开发指标主要通过“竞配/优选”方式确定。从各地发布的“竞配/优选”方案来看，企业实力、投资业绩、申报电价、储能配置、产业配套以及对地方税收、关键产业发展、脱贫攻坚等作出的贡献成为重要评价指标，甚至部分地区为了完成外资投资的任务，还将引入外资加入新能源项目开发的条件。

此外，除了地方政府要求的产业配套成本外，土地和电网接入等隐性成本也在不断攀升。

四、电力市场化交易带来新的挑战

电力市场化交易所带来的挑战除了我们常说的“量、价”问题，还有运营期市场化交易策略管理难度、考核及辅助分摊费用上升的问题。

1、“量”、“价”的不确定性

电力市场化交易是趋势，早在2022年1月28日，发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中就明确：“到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置”。

2024年4月1日，国家发改委《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》正式生效，意味着新能源电力市场逐步进入市场化交易。风电光伏项目由之前的“全额收购”变为“全额保障性收购” ，电网企业仅承担保障性电量部分的收购义务。将风电光伏项目的上网电量划分成保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量执行“保量保价”政策，即以煤电基准价进行收购。市场化部分电量，根据市场的变化价格不定，不保量不保价。这也就是我们常说的“量”、“价”的不确定性。

但是也需要看到，“量”、“价”的不确定性，并不代表电费收益一定会降低。以笔者工作中接触到的冀北、贵州、广东地区部分项目来看，参与市场化交易电价反而较当地的燃煤标杆电价变高，参与的比例越高，电费综合收益越好。但是，也需要看到甘肃等地新能源电站参与市场化交易后对收益的重大不利影响。所以市场化交易收入区域分化特征比较明显。

2、运营管理难度提升

风光等新能源电站，由原来保量报价阶段的“运维”到市场化交易阶段的“运营”，从“维”到”营“，背后包含了”营业“、”营销“和”营利“三个层次的变化，在新能源面临”量价双杀“的背景下，运营将显得尤为重要，运营包括：初级的设备管理、还包括交易管理（发电量预测、交易策略）、客户管理（服务营销、服务产品交付）、能量调度管理（包含与负荷、储能等主体的协同）等系统的专业能力。

笔者近期和同行交流了解到：同样是在甘肃，在相同的市场化交易规则下，有专业运营团队的电站，通过利用算法输出交易策略并匹配营销措施，可以在提高综合电价、降低弃风弃光率方面发挥重要作用。

3、考核及辅助分摊费用上升

考核费用主要与发电量预测的准确程度有关。风光新能源电站发电具有 明显的间歇性、随机性以及不确定性，在电力市场中发电量预测的准确程度直接影响考核费用的支出。举个简单例子，在现货市场中，如某电站预测某时间段发电1万度，并按照1万度申报交易，但实际只发电7千度，剩余的3千度则需要到电力市场中购买来完成交易。除了可能有电费差额损失外，还要面对的就是考核费用。以笔者看到的某地区两个不同光伏电站，由于交易管理水平的差异，导致其考核费用区别很大。目前笔者看到的项目考核费用度电分摊要在1分钱左右（样本数量小，不具有代表性）。

辅助分摊费用主要是风光新能源电站对灵活性调节资源（服务）的付费。随着新能源装机比例的增大，电力系统为保持平衡稳定，对调节性资源的需求变大，按照“谁受益、谁付费”的原则，相应的新能源电站分摊的辅助服务费用也会提升。这块笔者见到比较夸张的是黑龙江，度电辅助分摊费用在5-7分钱不等。

以上就是笔者对土地、消纳、隐性成本及市场化交易对新能源风光电站开发的影响分析。随着开发步入新阶段，以央企为主导的收购方愈发注重资产质量与效益，推动产业向理性务实转型且新能源发电的环境价值正逐步显现。未来，随着政策完善、技术进步与成本降低，新能源项目开发将迎来更加繁荣、可持续的未来。