《光伏消纳政策变化对于光伏项目的影响.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《光伏消纳政策变化对于光伏项目的影响.docx（9页珍藏版）》请在第壹文秘上搜索。
1、光伏消纳政策变化对于光伏项目的影响1.解析光伏消纳政策变革对项目影响光伏项目20122年装机量增长迅速,超出了市场和各方的预期，并在12月份出现了明显的抢装潮。其中，政策刺激和组件价格下降是推动装机量增长的主要因素。另外，经过连续几年的发展，整个行业在建设力量和技术上都有了翻天覆地的变化，也有助于装机量的迅速增长。对于新光伏装机量的未来预测，存在项目等待并网的情况，实际并网端的审批手续对项目的完工时间有着一定的滞后。大部分情况下,只要项目没有涉及到土地和环保等问题，都会选择提前开工。对于地面集中式电站，其施工周期较短，完成后，往往需要等待几个月的审批手续时间才能并网。分布式电站的开展受到更大影
2、响，存在一定比例的项目已建成但无法并网，受此影响较大的项目需要4到5个月时间来消化并网存量，比如一些在22年建成的项目可能要持续到23年5、6月份才能全部并网。2 .光伏消纳政策变动及其对投资影响电站建成同步并网非绝对且侧重性不大，有些电站可在并网条件达成后直接并网，有些则会受硬件条件、地方供电部门等影响，导致并网延后积压，存在不少不确定因素。同时.，消纳红线政策对电站并网的影响并不大。消纳红线相关政策对于光伏行业，主要影响在于地方电力供应公司的决策调配，而对于具体项目的影响主要体现在硬件接入条件，而非调度和销售能力，这将影响整个片区的项目容量和专项规划。然而，消纳红线政策松绑后，并不会立即对
3、所有项目或地区产生较大影响。消纳红线政策松绑后的具体影响，首先看具体地域和项I=I情况，对消纳能力存在问题的地区如山北、甘肃、青海等，可能有较大爆发潜力。对于消纳能力较好的沿海、中部、西南地区，制约因素更多来臼土地问题。分布式并网则侧重硬件条件，具体看变压器和导线问题。3 .电价下浮与投资收益变化新能源领域的开发和建设难度很高，开发难度大意味着成本增加。土地费用或其他方面的费用都会比过去增加很多。如今，难以实现大幅度增幅，市场上普遍预测5-6个点的可能过于乐观。目前，新能源领电站的收益率大约在10个点，这是一个平均水平。此前的电价大跌已使其收益率有所下降。然而，在这个场景下，资金成本不能超过4
4、%.对于分倘式项目，因为管理成本过高，使得其建设的韧性有所下降。但相比集中式项目，分布式项目的收益率更高。其电价在除山东等少数省份外的大多数地方，仍保持与煤电相同的标杆电价。另外，综合电价比集中式更高，因此实际收益率也更高。4 .光伏消纳政策变化与投资影响解析放开光伏电站气风光率的政策变化对已建设项目收益无影响。这是因为电站建设前，其保障小时数已被明确，地方供电部门需保障其年度使用保障小时数，且已确定电价不会因政策变化而改动。影响是部分地区希望公司参与市场交易，电价可能因此变动，可利好也可负面。对于新建设的项目来说，保障小时数可能会有所下降。此变化可能导致目标投资地区的电站保障小时数下降，从而
5、影响项目的投资决策，造成的结果可能是收益率下降。但相应的，这会刺激投资激情。从电网的观点看，储能要求不会降低，即使光伏电站销量红线政策放开。这是因为电网需保障其可匏性，新能源储能能最有效地弥补电网可靠性缺陷。若红线政策完全放开，新能源的配置可能会继续增大，这将对电网产生更大冲击。此情况可能促使新能源企业增加储能配置要求，因此，放开红线政策后，储能要求可能会增加。5 .光伏消纳政策解读与投资趋势分析光伏收纳政策取消对集中式，特别是三北地区的光伏项目更有利。分倘式光伏可能存在硬件接入限制，但该限制并非发电量无法消纳，主要问题在变压器方面。近期分布式和集中式项目的光伏组件和储能价格稳定，其中N型技术
6、路线的组件价格在0.91元/瓦，P型技术路线的价格在0.85元/瓦。储能价格（包含电池和施工卷用）在1.2-1.3元一度电左右。组件价格涨幅稍有下降，如果出现较大涨价，影响购买意愿。基于投资者收益率红线，组件价格可接受的涨价幅度在12-13元/瓦，超过该范围需要具体项目分析。Q&AQ：去年的光伏装机数据有何特点，特别是12月的大幅度增长原因为何？A：去年的光伏装机数据超过了大多数人的预测，特别是在12月份，并网的光伏电站数量出现了大幅度的增长。这是由于12月份是光伏行业的一个惯例性高峰期，一方面是年底企业考核的影响出现抢装潮；另一方面，去年一年的大量装机也有政策上的一些因素刺激,再加上光伏组件
7、的价格降了下来造成市场需求增长。此外，光伏行业在过去几年的经历和磨砺中，建设力量、技术以及各种机制发生了翻天覆地的改变，这反映在装机数量的迅速增长上。Q：为什么会出现1月份装机量也相当巨大的情况？A：1月份继续出现大量新增装机主要与前期项目累积以及滞后并网有关。实际上并网手续对于集中式电站是一个前置过程，但往往因为土地和环保问题导致并网手续滞后，而反观电站建设周期却相当短。特别是分布式电站相较集中式电站更会受到并网影响，大量已建好的项目不能及时并网，因此这会造成一定的并网存量，需要4到5个月来逐步消化,一直持续到5、6月份才能把当年建完的全都并网。Q：电站建成到并网大约需要多长时间？A：大约需
8、要5到6个月，但并不绝对。例如，大型发电站需要跟随不同时间节点，只有前期准备做得扎实的项目才能成功同步并网。分布式电站则更灵活，完成就可以并网。但是，若有大量电站需要并网，县级供电部门的资源可能会积压，导致并网时间延后。Q：最近的95%销量红线政策对我们的电站审批和并网是否有影响？A：这个政策没有太大影响，因为销量红线主要考核供电部门，也就是电网部门。电网部门会在接入系统批复或接入系统方案时，考虑这个因素。对我们而言，更应关注销量红线带来的宏观影响。例如，某省市在发侦指标时，消纳红线限制可能影响项目发布指标的容量或规模，这会间接影响我们的业务。但若消纳红线松绑，我们的项目只需考虑土地和硬件接入
9、条件，就可以达到理想状态。Q：消纳红线松绑后，对光伏新增装机的影响量级是多少？A：对于消纳问题不大，或消纳比例高的省份，松绑后短期内可能看不出影响。但对于消纳问题严市的省份如西藏，甘肃和青海，松绑后一旦有指标发布，其新增装机量会有显著增长。保守估计，这样的省份新增装机量至少有20%的增长。对于消纳情况良好的区域，如沿海地区、中部地区和西南地区，消纳红线并非其主要限制因素，主要还是土地问题。如果土地问题能得到解决，这些区域网价不会有太大问题。Q：现在光伏项目的收益率有什么变化？A：目前.，当其他条件保持不变时，由于组件价格的下降，资本金内部收益率至少提高了3个点。但是否所有.项目的收益都增加到了
10、3个点，还需要具体分析。Q：在新能源发展的当前阶段，光伏发电的开发和建设难度如何?发展过程中遇到了何种困难？对收益率有何影响?A：当前阶段的光伏发电开发与建设难度相对于两三年前的时间阶段远高于21年，甚至22年，开发难度大就意味着成本，无论是土地的费用还是其他方面的费用，都显著增加了。因此，开发成本增加是光伏行业面临的一个关键挑战。虽然组件价格下降对冲了一部分成本,但整体实际运作下来还是会增加2.2到2.5个点的成本。另外，从二三年底到现在，电价变化大且普遍下降，所以整个电站的收益率并没有增加多少，市场上预计增幅5到6个点的看法可能有些过于乐观。Q：当前光伏发电的收益率大致是多少？集中式与分布
11、式的项目收益率有何差别？A：如果说光伏发电的收益率有八个点，那决对是太保守了。实际上，集中式光伏发电因为电价下浮较厉害，收益率相对分布式会略低，除了“三北”那些消纳能力特别差的区域之外，大部分地方的收益率还是超过九个点。经常出现的是十个点，可以认为是目前的平均水平，但是这个前提是贷款利率大多不能超过4%。然后相比之下，分布式项目的收益率可能会略低一些，但是实际上分布式项目的收益率一般都是比集中式的更高。Q：光伏行业中，集中式和分布式项目在发展趋势方面有何异同？A：近年来，央企和省屈国企开发分布式项目的热情相比于21年有所下降，主要原因可能是管理成本过高。但是，尽管管理成本高，分布式项目的收益率
12、一般仍然比集中式的高。因为分布式电站的在地消纳电价通常远高于上网电价，所以分布式电站的电价相比集中式的更高，也就意味着其实际收益率更高。Q：电价政策的调整对分布式电价有什么影响？A：电价政策的调整是光伏发电行业不可忽视的一个因素。尽管电价政策会有一定的波动，但是目前除了山东等少数几个省份之外,全国大部分地区的分布式电价上网部分仍然是煤电标杆价。因此，分布式电价的一大部分是就地消纳的电价，这个电价远高于上网电价,使得其实际收益率较高。Q：放开光伏消纳政策对已建成的光伏电站收益率有影响吗？A：对于已经建好的电站，放开消纳政策不会有影响。因为这些电站建设完成时，就已经与当地供电部门确定了保障小时数，
13、同时电价也已确定，不会因后期政策变动受影响。但例外的情况是，如果电站选择参与市场化交易，其电价就可能会有所变动，这既可能有利也可能有负面影响，具体取决于电站业主的意愿。Qi光伏电站的保障小时数是每年都变动吗？A：保障小时数在项目初期、甚至在可研、入户、项目申报阶段就已经确定了。一旦确定，这个数据就不会再变动。在满负荷发电期间，无条件地给予保障小时数的收购。小时数的保障大致对每个项目是相同的，就像电站补贴一样，尽管项目的具体小时使用不同，但差异不会太大。Q：如果光伏消纳率放开，对隐形去掉的电有影响吗?A：在放开消纳红线的情况下，对于隐形去掉的电，即参与市场化交易而未消纳的电，不会受到影响。因为这
14、一部分参与市场化交易的电，电网不必对其负责，无论其价格高低，是否能够出售，都不会对电网产生影响。Q：如果光伏消纳率提高后，对新建项目的保障小时数会有影响吗？A：理论上，是有可能存在这样的情况。如果消纳红线打开，投资分析时，我们需要考虑到项目投产后的保障小时数和消纳率。如果消纳率高，那么这个项目就没有问题。但如果消纳率低于95%,一方面地方政府不会批准该项目，另一方面，投资风险控制也不允许投入。放开红线后，收益率会有所下降，具体降幅取决于承受范围。Q：储能配置要求对光伏项目的影响是怎样的？A：目前全国所有区域对新能源项目都有强制配储的要求。当红线取消后，新能源的装机容量肯定会增大，对电网的冲击也
15、会增大,这可能会导致电网反过来要求新能源企业增加配置要求。因此，消纳红线放开后，储能配置要求不但不会降低，反而可能会增高。Q：如果消纳政策放开，对新建项目的保障小时数影响大吗？A：放开消纳政策后，新建项目的保障小时数理论上会受到一定影响。如果放开后的项目更多，那么会真正影响消纳率，这将导致项EI收益率下降。Q：保障小时数每降低100O个小时，对收益率的影响有多少?A：对于每年1%的滔动，可以假设电价会降低接近2%,对整体收益产生2%的影响.实际影响可能更大些。Q：光伏消纳政策放开，对于分布式和集中式哪个更有利？又是如何影响到光伏业的发电量和消纳问题？A：消纳政策放开肯定是对于集中式，特别是三北
16、地区更有利。对于分布式，它的影响主要体现在硬件的接入受限，例如变压器接入受限，但并不存在发送电无法送出或用不掉的问题。消纳红线取消之后，对于分布式从技术层面上来讲，影响会比集中式更小。至于集中式，特定地区如中部、沿海、西南地区等，他们都有相对高的消纳压力，所以对他们来说取消消纳限制在短期内或者近期可能不会带来电量的大幅增长，但更多的是从宏观角度，对整个新能源发展是个利好的信号。Q：在目前的市场环境下，分布式项目和集中式项目的组件和储能价格是怎样的？A：不论是分布式项目还是集中式项目，储能和组件的价格是一样的。目前我们的一些主流技术，例如顶级COUnt技术路线，N型的组件价格大致在091元/瓦，P型的组件价格在0.85元/瓦左右。但对于储能来说，分布式项目的储能相对较少，除去沿海地区有一部分分布式期望得到市场收益投资外，其他地区的比如强配
