25年国内光伏展望及海上光伏发展前景20241210

2024年12月11日07:00 关键词关键词 光伏海上光伏成本发电收入特高压东部西部项目并网抢装路条费土地价格清培价格投资积极性分时电价现货交易电价综合电价收益率市场话 全文摘要全文摘要 光伏行业面临调整，今年出现持续并网抢装潮，但地面集中式光伏未来增长规模可能放缓，因成本、发电收入及特高压问题。东部省份因任务压力，推动海上光伏项目发展。光伏成本下降，但地方政府路条费增加，西部项目投资积极性降低，分时电价政策影响发电收入。 25年国内光伏展望，及海上光伏发展前景年国内光伏展望，及海上光伏发展前景20241210_导读导读 2024年12月11日07:00 关键词关键词 光伏海上光伏成本发电收入特高压东部西部项目并网抢装路条费土地价格清培价格投资积极性分时电价现货交易电价综合电价收益率市场话 全文摘要全文摘要 光伏行业面临调整，今年出现持续并网抢装潮，但地面集中式光伏未来增长规模可能放缓，因成本、发电收入及特高压问题。东部省份因任务压力，推动海上光伏项目发展。光伏成本下降，但地方政府路条费增加，西部项目投资积极性降低，分时电价政策影响发电收入。海上光伏享有电价补贴与支持政策，但项目收益率面临挑战，新能源装机增长态度谨慎，投资决策需更严格。平单轴支架使用可提高发电量，市场对电价预测和收益率评估充满挑战，预示着行业需创新模式与市场调整以应对未来不确定性。 章节速览章节速览 ● 00:00光伏行业展望及海上光伏发展交流会光伏行业展望及海上光伏发展交流会 本次电话会议由海通电新主办，聚焦光伏行业及海上光伏发展。会议邀请了业内专家，讨论了当前光伏风电需求规模，指出今年并网抢装潮将持续，但地面光伏规模增长可能放缓。讨论也涉及了成本、发电收入、特高压问题，以及东部地区因任务压力推动海上光伏项目的情况。 ● 02:27光伏项目成本及发电收入分析光伏项目成本及发电收入分析 光伏成本下降趋势显著，但西部项目投资积极性下降，原因包括地方政府路条费高、土地和配套产业成本上升以及限电和发电收入低。东部省份推动海上光伏项目，但面临挑战。分时电价政策影响光伏发电收入，特别是在白天电力需求高峰时段电价下降。综合电价低，加之限电导致实际发电量减少，影响了光伏项目的收益率。 ● 06:23分时电价与电力市场对发电企业及光伏项目的影响分时电价与电力市场对发电企业及光伏项目的影响 东部省份普遍实行分时电价政策，限电率较低，市场化交易比例不一。部分省份仅有少量电量参与现货市场交易，导致电价下降，对光伏项目不利。政策导向倾向于低价的发电方式，导致项目容配比减少，影响市场规模。 ● 09:29项目论证中考虑平单轴安装方式及特高压项目进展项目论证中考虑平单轴安装方式及特高压项目进展 我们正在做项目论证，发现明年可能更多项目采用平单轴安装方式，因当前电力市场中午电价低，此方式更有利。同时，特高压项目进展缓慢，主要因涉及多个专业，工作限制条件多，如某项目因需跨长江，技术与协调问题导致建设未启动。此外，专家通讯中断，会议暂待恢复。 ● 11:49特高压电网及海上光伏项目规划特高压电网及海上光伏项目规划讨论了特高压电网建设和海上光伏项目推进中的挑战与策略。提及上海和另一个省份因电价差异及电网投资问 题，考虑跨省电力输送的可行性。强调了东部省份土地稀缺、军事限制等因素对项目进展的影 响，特别是海上光伏项目的推进。同时指出，上海特别支持海上光伏项目，以解决现有风力发电场的利用问题，并促进了相关政策的快速实施。 ● 14:47上海支持海上光伏项目政策上海支持海上光伏项目政策自然资源部对用海限制严格，仅允许在特定海域开发项目，导致可供开发资源有限。海上光伏成本是陆上的两 倍，且受到地质条件和风力影响，开发难度大。上海市为支持海上光伏项目，提供了电价补贴和电量保证，减少了项目开发难度。尽管如此，项目推进仍面临成本高和建设难度大的挑战。 ● 17:55海上光伏项目审批与成本挑战海上光伏项目审批与成本挑战海上光伏项目因审批手续复杂且成本高昂而面临挑战。项目需通过严格的审批流程，一旦规模超过一定标准，如 50万或60万，需国务院审批，导致审批时间延长。此外，海域使用金费用高，通常为陆地土地使用费的4到5倍，增加了项目成本。在某些地区，还需考虑对养殖户的赔偿方案，进一步增加经济负担。尽管如此，部分开发企业，尤其是江浙沪一带的国有企业，对海上光伏开发展现出高度积极性，原因是陆地资源有限，且海上项目规模可更大。地方政府亦对发展海上光伏持开放态度，以满足区域电力需求并减少对西部电力输送的依赖。然而，成本经济性仍是光伏开发中需要克服的关键挑战。 ● 21:37光伏行业挑战与机遇分析光伏行业挑战与机遇分析讨论了光伏行业，特别是地面式光伏和分布式光伏面临的挑战与机遇。预计明年光伏装机量可能面临下滑，但企 业开发积极性高。东部地区面临土地红线限制，尝试向海上发展。国家可能采取措施维稳光伏装机量，同时鼓励分布式光伏发展，通过能耗双控和碳排放双控等制度创新促进光伏应用。 ● 29:05探讨海上光伏的发展策略和成本降低方向探讨海上光伏的发展策略和成本降低方向讨论了海上光伏项目面临的电价补贴和支持力度的问题，提出可能需要增加电价补贴或明确降本方向。同时，提 及了用海费用高企和海风厂址调整的情况，预期未来海上光伏项目会有所增长，但不会达到西部大型项目的规模。此外，还提到企业与机构正向相关部门反映降低海上光伏成本的需求。 ● 31:18预测明年风电装备装机预期平稳增长预测明年风电装备装机预期平稳增长对于明年风电装备的装机预期，难以准确预测，但预计规模将保持平稳增长态势。风电项目主要集中在大型基 地，包括水风光综合基地，发展较为稳定，未观察到规模大幅波动。考虑到光伏投资积极性可能下降，风电项目预计将增多。总体而言，风电装备装机预期呈现稳步增长趋势。 ● 33:05探讨光伏项目创新与平单轴跟踪支架应用探讨光伏项目创新与平单轴跟踪支架应用讨论了西北地区光伏项目的困境，特别是50%电价问题和发电过于集中问题。提到垂直组建和东西朝向安装的模 式创新，作为摆脱问题的可能解决方案。此外，讨论了平单轴跟踪支架的使用，尽管存在故障率高和最低价中标导致的质量问题，但指出此技术有改进潜力，尤其是在极端条件下和未来特高压电网布局中的应用。 ● 39:16探讨能源项目中储能配置与垂直组建经济性对比探讨能源项目中储能配置与垂直组建经济性对比讨论了在能源产业中，关于是否配置储能系统与采用垂直组建经济性对比的问题。当前，由于政策限制和电网数 据不透明，导致多数项目选择不配储能，而是采用垂直安装方式。虽然储能系统在调节电网需求时有潜力带来经济效益，但目前政策壁垒使得投资企业倾向于不考虑储能方案。同时，对于电站的实时电价信息，电网公司也未对外公开，这为能源项目的经济分析带来了困难。建议未来在政策和数据开放上进行创新，以促进更高效的能源利用。 ● 41:09探讨独立储能未大规模推广的原因探讨独立储能未大规模推广的原因 讨论了独立储能未大规模推广的原因，包括企业决策困难、收益模式不明确以及封股差价较小的问题。此外，还提到了电网对独立储能的态度以及独立储能对自身发展规模的限制，还有对当前国家电网偏好火电和水电的影响。最后提及了对下一季度储能项目招投标情况的乐观预期。 ● 45:17光伏项目落地时间预测及新能源发电集团态度光伏项目落地时间预测及新能源发电集团态度根据对话内容，光伏项目的具体落地时间难以预测，但预计至少要到明年6月30 日左右。此外，讨论了五大六小发电集团对明年新能源装机，包括风电和光伏的总体态度。 ● 46:08新能源发电集团对明年的态度与投资策略新能源发电集团对明年的态度与投资策略针对明年的新能源装机，包括风电和光伏，五大六小发电集团显示出更为理性和谨慎的态度。他们不再像前几年 那样追求大规模的项目增长，而是更加注重项目的收益率，普遍要求收益率大于7%。随着国家对消纳责任权重的调整，以及能源法修改，发电项目更需考虑市场需求和盈利性，而非仅依赖政策支持。此外，市场化的趋势使得项目收益的可预测性降低，企业考虑通过长期合约等方式保障收益率。总体而言，发电集团在投资决策时更加审慎，重视项目的经济效益。 ● 50:59光伏支架和跟踪支架的讨论光伏支架和跟踪支架的讨论讨论了平单轴跟踪支架和市场讨论的跟踪支架是否相同，跟踪支架的价格比普通光伏支架贵约四五毛钱，因其有 控制系统和增加发电量的卖点。提及国内光伏项目收益率和电价问题，指出电价下降是市场和政策共同作用的结果。此外，还讨论了光伏项目核算、电价预测和能源定价机制。 问答回顾问答回顾 未知发言人未知发言人问：光伏行业明年展望及海上光伏现状如何？问：光伏行业明年展望及海上光伏现状如何？ 发言人答：在本次海通电新的电话会议上，邀请了西勘院的惠老师分享明年光伏行业的展望和目前海上光伏的发展情况。惠老师提到，今年光伏行业存在持续的并网抢装潮，尤其是第二批基地项目必须在今年年底建成。对于明年，虽然仍有关于第三批基地建设的时间节点，但预计地面集中式光伏项目及包含风电的基地规模可能不会像 前两年那样持续增长，且由于成本、发电收入、特高压问题以及东部地区为完成任务而在多个省份推动海上光伏项目等原因，明年光伏需求规模可能存在较大不确定性。 未知发言人未知发言人问：光伏项目成本和发电收入现状如何？问：光伏项目成本和发电收入现状如何？ 未知发言人答：光伏项目成本方面，过去一年半以来下降速度较快，目前大部分西部大型光伏项目成本已低于三块钱每瓦。然而，地方政府收取较高的路条费对成本影响较大，尤其是东部省份的土地价格、地表清理费用及政府要求配套产业等成本较高，导致投资企业对西部很多项目缺乏积极性。此外，分时电价政策对光伏发电收入产生不利影响，尤其是在白天光伏发电高峰期电价出现断崖式下降，特别是在西部已有近20个省份实施分时电价政策，严重影响了光伏项目的收益。 发言人发言人问：市场化交易与特高压建设对光伏行业有何影响？问：市场化交易与特高压建设对光伏行业有何影响？ 发言人答：市场化交易方面，虽然部分电量执行分时电价，但仍有一定比例的电量参与市场化交易，例如山东省已实行现货交易，但集中式光伏项目仅以较低比例参与，导致电价逐渐走低。若全电量入市并参考已运行电力现货市场的出清电价数据，早晚电价会非常低，这对光伏项目而言不够友好。同 时，特高压通道的建设和数量有限，目前在建的31回900千伏特高压通道并不充足，这也对光伏项目的经济效益和市场潜力产生一定限制。 未知发言人未知发言人问：为什么特高压建设面临诸多限制条件？问：为什么特高压建设面临诸多限制条件？ 发言人、发言人答：特高压建设涉及多个专业领域，工作限制条件较多。例如，在规划从东部华东地区输送电力的特高压线路时，由于需跨越长江，协调各方意见存在困难，并且技术上对于跨长江方案的可行性也需进一步论证。此外，不同省份间电价差异导致受端省份不愿意承担额外的电价成本，这使得特高压通道的建设变得复杂且进展缓慢。 发言人发言人问：上海为何要发展海上光伏项目？问：上海为何要发展海上光伏项目？ 发言人答：上海及浙江等地土地资源稀缺，且面临完成特定任务的压力。为解决这一问题，上海决定今年启动一批海上光伏项目。原本计划建设的海风基地进展不快，主要受限于政策调整和军事等因素。然而，上海和浙江地区的电价环境较好，没有面临过高的电价问题，因此推动海上光伏项目能够有效利用海域资源，同时上海政府给予了大力支持，包括允许在已建风电场内装设海上光伏，以及提供电量保价保量保障、储能配置豁免和电价补贴等优惠政策，以促进海上光伏项目的开发和发展。 发言人发言人问：海上光伏项目的开发挑战有哪些？问：海上光伏项目的开发挑战有哪些？ 发言人答：海上光伏项目的开发面临着多重挑战，包括但不限于高昂的成本、复杂的审批手续和海域使用费用。海上光伏项目的大规模开发导致工程建设成本显著增加，尤其是南部地区因地质条件复杂