当前新能源电站开发运营实际情况20240726

会议要点 1、新能源装机及市场情况∙2024 年上半年，风电和光伏装机容量接近100GW ，其中风电约为20GW ，光伏约为70GW，整体市场活跃度较高，与预期相符。∙山东2024 年公布了第一个10GW 的市场化光伏项目，并在七月份公布了1.5GW 的分散式风电项目建设指标，风电活跃度较光伏更高。∙河北七月份公布了17.84GW 的新能源项目，其中风电14.67GW，光伏3.7GW，风电占总容量的80%。广西也在五月份公布了22GW 的风电和3GW 的光伏开发指标。∙截至2024 年上半年，国内新能源装机接近12 亿千瓦，风电项目总容量约为4.5GW 以上，装机量较大的省份包括新疆、河北、甘肃、山东和山西。2、投资回报率及财务模型∙新能源项目的投资回报率主要关注项目的投资收益率和造价。光伏项目的财务模型设计相对简单，主要包括建设期容量、上网电价、光伏小时数、组件衰减、限电率等六个内容。∙项目的基本测算边界条件包括静态投资（如土地、税费、设备等）、资本金比例（一般为20%银行贷款80%）、融资成本（长期贷款一般为15年）等。∙项目的经营成本主要包括人工成本、维修成本、保险费率、材料费、土地租金等。运营期主要考虑收入端和成本端的情况，固定资产折旧年限一般为20 年，残值率为4%。3、新能源消纳及电价问题∙推进电网配套建设和电力交易是促进新能源消纳的核心。特高压的输送能力有限，单条特高压最多能承受新能源20%的消纳比例。跨省电力交易需求增加，企业需扩大绿证绿电交易等方式提升消纳能力。∙山东省新能源装机总量最大，太阳能装机62GW，风电装机26GW。现行电价机制为10%电量参与现货市场交易，实际光伏和风电结算电价约为0.35-0.36 元/千瓦时。∙山西省风电结算电价为0.25 元/千瓦时，光伏为0.26 元/千瓦时，较标杆电价下降20%左右，影响了企业的开发积极性。4、风电与光伏项目的开发策略∙2024 年风电项目重点围绕大基地和中东部省份的市场化开发，结合海上风电，预计装机量与去年基本相当，约70GW。 ∙风电项目的收益率较光伏项目高，主要因为风电项目的建设周期长、抗风险能力强，地方政府更倾向于风电项目的开发。 5、储能及调峰成本∙储能成本较高，山东省要求风电和光伏项目配置储能，增加了项目的非技术成本。电化学储能成 ∙未来抽水蓄能的大规模投建可能降低调峰成本，但新能源渗透率增加会导致调控成本几何级数增长，短期内调峰成本仍会上升。 6、项目并网及用地问题∙西北地区部分集中式项目面临并网困难，电网接入条件有限，需与企业协商临时接入或联合送出 解决并网问题。 ∙风电项目用地许可证取得时间较长，通常先办理临时用地进行开工，后期再补办正式手续。风机位置偏移可能影响后续手续办理，需在项目建设 Q&AQ：目前重点装机省份的新能源装机核准及开发市场情况如何？ A：今年上半年，风电和光伏装机容量接近100 个GW，其中风电约20 多个GW，光伏约70个GW。重点省份包括山东、河北、广西、湖北和甘肃。山东在2024 年公布了第一个10GW 的市场化光伏项目和第二批10.5GW 的风电项目。河北公布了17.84GW 的项目容量，其中风电占14.67GW。广西安排了22GW 的风电和3GW 的光伏项目。湖北上半年公布了1.2GW 的风电和0.39-0.4GW 的光伏项目。甘肃也下达了779MW的项目指标，主要以风电为主。截止到2024 年上半年，国内新能源装机接近12 亿千瓦。 Q：2024 年风电和光伏项目的重点发展方向是什么？ A：2024 年风电项目主要围绕重点大基地和中东部省份的市场化开发，特别是广东和山东的海上 风电项目。预计风电项目装机量与去年大致相当，约70GW。光伏项目则以分布式与集中式相结合的开发策略为主，预计总量维持在180-200GW 左右。 Q：新能源项目的投资回报率和投决机制是怎样的？ A：新能源项目的投资回报率主要关注项目的投资收益率和造价。光伏项目的财务模型设计较为简单，主要考虑建设期容量、上网电价、光伏小时数、组件衰减、限电率等因素。风电项目则需考虑风机塔筒、升压站、集电线路等成本。项目的资本金比例一般为20%，融资成本按15 年长期贷款计算。经营成本包括人工成本、维修费、保险费、材料费等。运营期主要考虑收入端和成本端的账期，以及增值税和固定资产折旧等因素。项目的整体收益率需符合企业的内部标准，如资本金收益率达到8%或全投 资收益率大于5.5%。Q：在项目测算过程中，如何应对电价等参数的变化？ A：在项目测算过程中，会进行敏感性分析，主要考虑造价、小时数、电价、贷款利率和运维成本等因素。项目的整体造价不应超过现有造价基础，电价是敏感因素，短期内可通过现货市场测算。运维费用和土地使用税的增长也需重点关注，以规避风险。限电率的变化需结合消纳条件的放开进行分析。Q：投资后评价机制是怎样的？A：目前对于自主开发的项目，尚未展开详细的投资后评价机制。一般来说，项目投资三年后会进行投资后评价。多数项目能够达到评价标准，除非是之前有补贴但未达预期的项目。Q：光伏项目投资后评价的主要影响因素有哪些？A：光伏项目投资后评价的主要影响因素包括电价情况和土地税费政策。这些因素会对项目的整体投资评价产生重要影响，并需要在项目考核和评估过程中予以重点考虑。Q：当前新能源项目消纳和电价方面面临哪些困难？A：当前新能源项目在消纳和电价方面面临的主要困难包括：1) 电网配套建设滞后，特高压输电能力有限，无法完全匹配新能源开发审批的需求；2) 全国新能源资源分布不均衡，西北地区发电能力远超本地用电能力，而中东部用电需求大但开发受限；3) 跨省电力交易需求增加，但通道有限；4) 企业需要通过绿证绿电交易、合作项目等方式提升项目消纳能力。Q：在当前消纳和电价趋势不佳的情况下，新能源项目的投资会受到抑制吗？发电集团有哪些应对措施？A：在当前消纳和电价趋势不佳的情况下，新能源项目的投资确实会受到一定抑制。发电集团的应对措施包括：1) 重点投资消纳条件好、电价较高的区域；2) 通过敏感性分析，压缩造价以提升收益率，增强抗风险能力；3) 对于特高压项目，需等待特高压建成后再进行项目规模的匹配；4)企业需围绕经营效益，增加项目采用率；5) 对于一些激进发展的企业，可能会采取保守和收紧的开发战略，暂停并购活动。Q：当前绿电和绿证的交易情况如何？A：目前绿电和绿证交易仍处于起步阶段。部分企业以绿电转化为主，并参与绿证交易，但由于相关配套政策尚未完全铺开，企业参与度有限。新增项目多数会进行绿电转化，但主要作为示范性项目。Q：某具体省份的新能源上网电价机制及其变动趋势如何？2024 年新项目的电价预期如何？A：针对某具体省份的新能源上网电价机制，过去几年电价机制和水平有所变动。2024 年新项目的电价预期需根据与当地政府的沟通情况进行展 望。具体省份的电价机制和变动趋势需结合实际 情况进行具体分析。 Q：山东省的新能源装机总量及电价情况如何？ A：山东省目前的太阳能装机容量为62GW，风电装机容量为26GW。现货市场交易电量占比为10%，标杆电价为0.3949 元/千瓦时。实际结算电价大约在0.35 元至0.36 元之间。随着电力交易比例的增加，电价会有所下降，每增加10%的电量，电价大约下降0.07 元至0.08 元。 Q：在新能源项目开发中，政府的角色和非技术成本的影响如何？ A：政府在新能源项目开发中起主导作用，尤其在土地价格和其他费用方面。非技术成本在项目开发成本中占比较高，例如山东省2024 年6 月风电项目的竞配中，相关运行费用达到了1 元/瓦。地方政府在制定电价机制时，会考虑保障企业的 Q：山西省的光伏和风电结算电价情况如何？ A：山西省的标杆电价为0.332 元/千瓦时。去年风电的实际结算单价为0.25 元/千瓦时，光伏为0.26 元/千瓦时，较标杆电价下降了约20%。风电由于风资源条件较好，抗敏感性较强，价格下降影响相对较小。但光伏受影响较大，电价下调降低了项目的整体收益，影响了企业的开发积极性。 Q：为什么今年各个省份主要以风电资源开发为主，而光伏占比特别小？ A：主要有几个原因：首先是政策驱动，之前的保障性项目在近两年快速增加，推动了开发建设。其次，今年各省份公布了分布式电力的承载力和消纳条件，分布式光伏发展过快，对电网的波动性影响较大，部分地区出现了短充电现象，影响了电网稳定性。因此，电网企业更倾向于支持大型项目，如高电压等级的风电项目，以维持电力平衡。此外，风电项目能够给地方政府带来更多的乡村振兴或其他配套费用，风机的大型化使得风电项目的收益率比光伏项目高2 到2.5 倍，抗风险性更强，地方政府更认可风电项目。 Q：在风电和光伏项目的调峰成本方面，两者的情况如何？ A：风电和光伏项目都需要配置一定的储能来增加调控能力，基本成本差不多。例如在山东，参与分摊的成本大约为2 万元左右。因此，在相似的调峰成本条件下，风电项目的收益率仍然比光伏项目高很多。 Q：去年新能源装机达到历史最高，今年预计能维持多少总量？未来装机规模能维持多久？ A：去年新能源装机达到历史最高，今年预计能维持大约250GW 左右的总量。未来五年内，装机规模应该没有问题，预计到2030 年可以完成整体规划。随着电力政策的下达和新技术的发展，未来的增量可能会依托风机运行年限的增加和深远海风电等新项目的开发。 Q：未来调峰成本是否会下降，特别是在2026 年后抽水蓄能量上来之后？ A：目前调峰成本主要有两类：自建储能电化学储能和容量租赁。抽水蓄能的成功显而易见，但其总量和市场开发主体相对较少。未来几年，调峰成本仍主要依赖于储能和火电灵活性改造。尽管电化学储能成本在2022 年至2023 年间下降了一半，未来可能还会进一步下降，但新能源的增量也在增加，因此调峰成本不会显著下降。Q：新能源的制约是否会随着时间的推移而逐步放开？A：从长期来看，新能源制约的问题会逐步缓解，但目前仍存在挑战。储能成本预计会下降，但其调控成本将随着渗透率的增加呈几何级数增长。在未来三到五年内，调控成本很难下降，而电力现货交易作为一种提高效率的方式，可以缓解部分成本压力，但并非万能解决方案。Q：当前光伏项目的EPC 造价情况如何？A：当前光伏项目的EPC 造价因区域差异而有所不同。以山东为例，含储能和外线的成本大约在每瓦3 到4 元之间。今年光伏价格虽有下降，但储能和土地租金成本上升，使终端EPC 造价没有明显下降。另外，还需考虑地方政府的额外费用、征地费用等非技术成本，这些因素使得整体造价难以降低。Q：光伏发电小时数的实际情况如何？A：光伏发电小时数较为稳定，一般在1250 到1400 小时之间。具体小时数因地理位置和资源条件不同有所差异。例如山东的项目，小时数通常在1250 到1400 小时之间，并会根据首年小时数及25 年的衰减率进行计算。限电率方面，山东以北地区通常考虑约5%的限电率。Q：风电项目的EPC 造价和发电小时数情况如何？A：陆上风电项目的EPC 造价约在每瓦4.5 元以内，不含储能和土地费用。如果加上这些费用，以山东为例，成本可控制在每瓦6.5 元以内。实际发电小时数方面，海上风电约为3000 小时，陆上风电为2200 到2700 小时不等。与光伏相比，风电的造价是光伏的1.8 倍，但其发电小时数是光伏的两倍，因此风电项目在长期运营费用和输出性方面具有优势。Q：未来光伏和风电的调控成本对比如何？A：由于光伏发电集中在中午，其调控成本相对较高。未来随着新能源装机量的增加，光伏的调控成本可能会高于风电。风电在一次性征地后， 其后续每年的运维费用相对较低，具有一定的成本优势。Q：当前电源侧储能的利用率如何？A：电源侧储能的利用率较低。目前多数省份不再推行电源侧储能，而是以共享储能或独立储能的形式为主。电源侧储能的容量小，调度频率低，盈利模式单一，导致其利用率不高。Q：共享储能的利用率如何？A：共享储能的利用率大约在85%到9