会议要点

1、光伏行业展望

地面集中式光伏规模及问题：今年有持续的并网抢装潮，第二批基地需在今年年底建成并并网。明年主要是第三批基地建设，但明年地面集中式光伏规模可能不如今年，原因包括成本问题、发电收入问题及消纳送出问题。

成本问题：光伏成本去年到今年下降较快，但地方政府收取较高路条费，东部省份土地价格、地表清培价格及地方政府要求配套产业等成本较高，导致整体成本增加。

发电收入问题：西部省份实行分时电价政策，光伏发电收入受影响，电价较低且限电率高，导致风光伏项目开发积极性不如风电。东部省份虽也实行分时电价政策，但需求较好，限电率较低，不过若全电量入市，电价也可能逐渐下降，对光伏不太友好，影响市场规模及容配比。

消纳送出问题：西部部分省份发的电规模和消纳规模差距大，投资企业积极性不高，且存在电无法消纳和送出的问题。

分布式光伏：分时电价和市场化交易对分布式光伏有影响，主要影响工商业，对户用影响不大。

技术创新：明年部分项目可能采用平单轴安装方式，因其对电力市场中午电价较低的情况较为友好，早晚电量较高。

未来发展：整体来看，明年光伏规模不一定能保持今年水平，面临较大挑战。

2、海上光伏发展情况

发展背景：东部省份土地资源紧张，海上风电基地进展未达预期，且用海政策限制严格，加上特高压建设存在问题，导致东部省份如上海积极推动海上光伏项目。

开发条件：海上光伏只能在已建成的海上风电风电厂、废弃盐田、围海养殖区或核电温排水区等四类海域开发，开发流程审批手续复杂，海域使用费用高，成本较大。

项目规模与收益：一个100万千瓦的海上风电项目可开发安装500万千瓦的光伏，规模较大，但海上光伏成本约为陆上光伏的两倍，且算账困难，尽管上海市给予政策支持，包括电量保价保量、允许不配置储能及给予电价补贴，但在当前电价情况下，项目推进仍有一定难度。

3、特高压情况

建设问题：在建直流特高压通道不多，且部分未真正进入建设阶段，原因包括牵扯专业多、工作限制条件多，如跨长江方案协调困难，以及送端省与受端省电价差异导致投资及承担成本问题，使得东部省份如浙江、上海的电力问题较为突出。

4、风电发展情况

装机预期：风电规模处于平稳有增的趋势，不会出现大起大落的情况。明年光伏投资积极性下降，各省风电项目获取可能会增多。

5、消纳责任权重及解决办法

完成情况与考核：各个省主要按照消纳责任权重为底线完成目标，未完成的省份能源局新能源处会有考核，目前难完成的省份主要集中在东西部，压力主要在系统消纳及提升可再生能源电量在系统中的占比，国家目前的手段是促成一二三批基地建成。

东部地区办法：东部地区除发展分布式能源外，难度较大，可能会有新的方式，如绿证制度和能耗双控向碳排放双控考核的转变，以鼓励高耗能企业主动使用自发自用能源，促进分布式光伏发展，但地面集中式难度较大。

6、光伏商业模式创新

平单轴与垂直组件：平单轴可以解决中午电价低、早晚电价高的问题，使电不仅发得好还能卖得好，已有部分业主注意到并开始使用，但之前存在国产平单轴故障率高、招标最低价中标的问题。在限电水平非常高的情况下，垂直安装有优势，但在限电50%以内的情况下，目前没有明显优势。此外，考虑平单轴和垂直安装还与未来特高压情况及地区时差有关。

储能方案：目前大部分强配储能的项目，电网调用频次低，投资企业只考虑成本不考虑收益，且政策存在壁垒，因此最终放弃储能方案，选择垂直安装或固定式并配备储能。同时，电网数据不向用户和机构开放，对结果有一定影响。

7、独立储能发展问题

发展受限原因：投资独立储能，发电企业难以确定调用收入，积极性不高；在市场化运行较好的省份独立储能可赚钱，但在未完全市场化运行的省份，模式不明确，算不过账；储能装备越多，峰谷差价可能变小，对自身发展不利；电网更倾向于用火电、水电或抽水蓄能等，限制了电化学储能的发展。

8、项目招投标与发电集团态度

招投标情况：三季度以来招投标项目较多，但项目能否落地及落地时间因各省情况而异，地面式项目至少要到明年630左右。

发电集团态度：五大六小发电集团对项目收益率要求更严格，如国家电投要求项目收益率大于7%，一些企业也在逐步上调收益率指标。他们在投资时更加谨慎，考虑项目盈利情况，不会大面积亏损，同时国家政策的变化也使得他们对投资更加理智。

9、项目收益率与电价预测

收益率与保障机制：随着市场化趋势，项目可预测性变难，对光伏电站提出更高要求，可通过提高长协电价占比等方式使光伏电站收益率更可预测，但长期来看电价逐年下降。

电价预测方法：发电集团根据已运行电站的电费收入和实际发电量测算综合电价，并提供给设计院用于计算收益率。未来可能通过建模收集各省出清电价数据，模拟用户习惯来预测电价，但准确性有限。

10、电价下降原因

电价下降因素：逐年电价下降是由市场根据用户负荷情况决定的，而非政策决定。电网公司根据各省负荷情况协商提出分时电价，新能源电价如光伏会下降，但其他能源品种不一定下降。

Q&A

Q：2025年国内光伏规模与2024年、2023年相比会有怎样的变化？

A：目前感觉2024年有持续的并网抢装潮，因为第二批基地2024年底有考核节点必须建成。2025年主要是第三批基地建设时间，整体上预计2025年地面光伏规模不一定有2024年和2023年这么持续的增长，需求可能不会像2024年那么大。

Q：影响光伏成本的因素有哪些？

A：一方面是地方政府近两年收取较高的路条费，在指标紧缺地区路条费更高，像东部省份土地价格、地表清培价格、地方政府要求配套落产业等方面成本较高。仅考虑光伏站内投资情况，西部大基地项目成本已低于三块钱每瓦。

Q：为什么投资企业对西部项目投资积极性不高？

A：西部很多省份近两年发放的指标规模非常大，存在电无法消纳和送出的问题，发的规模和消纳规模差距太大，所以投资企业对西部很多项目没有太多投资积极性。

Q：西部省份有哪些政策影响光伏项目？

A：西部有将近20个省份实行分时电价政策，在白天光伏大发时段特别是午间电价会有断崖式下降，综合电价很低，很多地区只有一毛多，并且有较高的限电率，部分省份还会摊派光伏治沙费用才允许开发光伏并配风电，这些因素导致风光伏项目没有风电开发积极性大。

Q：东部省份的分时电价政策对光伏项目有何影响？

A：东部很多省份也实行分时电价政策，但需求较好，限电率没有西部高。同时存在参与市场化交易比例问题，虽然电量执行分时电价，但未入市部分按原电价结算，不同省份入市比例不同，这对光伏项目的电价有一定影响。

Q：全电量入市对光伏项目电价有何影响？

A：以山东省为例，目前集中式项目只有10%比例参与现货交易，电价已从0.39元逐年下降到0.35 - 0.36元。从已运行电力现货市场交易的城市出清电价数据来看，早上九点半到下午三四点电价非常低只有几分钱，如果全电量入市，虽然不会突然变成这样，但可能逐年降价，这对光伏不太友好，在西部一些低电价省份，即使投资成本低，项目算账也比较困难，并且政策导向午间电最便宜，会使项目容配比下降，影响市场规模。

Q：针对电力市场现状，光伏项目安装方式会有什么变化？

A：因为电力市场中午间电价比较低，平单轴安装方式早晚电量比较高，所以预计2025年很多项目会采用平单轴安装方式。

Q：特高压建设存在哪些问题？

A：目前在建的直流特高压通道不多，有几条还未真正进入建设阶段。特高压牵扯各专业，工作限制条件较多，例如有一条要送往华东地区的特高压，因路径要跨长江，各方协调困难，对于跨长江的方案以及现有技术能否达到等问题存在争议。

Q：从贴近一线的角度看，明年光伏需求存在消纳并网压力，明年是十四五收官之年，国家是否会维稳光伏装机量，就像今年上半年地面电站遇到问题时国家采取措施（如放开弃光率）那样，以保证行业不会下滑？

A：各个省主要看消纳责任权重的完成情况。西部很多省份已发放指标远超十四五规划规模，部分省份因消纳受限发放指标少些。各省以消纳责任权重为底线目标，未完成的话能源局新能源处会有考核。目前东部和西部部分省份完成有难度，这些省份已发项目规模较大，完成十四五目标压力不大。现在主要压力在系统消纳和提升用户侧可再生能源电量占比，从行政和技术层面都有难度。国家目前的手段主要是促成一二三批基地建成，今年未建成大概七八千万，明年剩下可能三四千万（不确定），国家对其他项目没有强制考核，多数省份不愿申请被考核项目，所以维稳力度可能不大。

Q：东部地区在农林牧渔土地红线碰不得的情况下，完成消纳责任权重有压力，有什么促进办法？

A：目前确实没有太多办法，所以才着急向海上发展。地面方面自然资源部一直在收紧，除了发展分布式能源，难度比较大。不过可能会有一些新方式，如绿证制度和能耗双控向碳排放双控考核转变，鼓励高耗能企业主动使用自发自用能源以促进分布式光伏发展，但地面集中式难度大。

Q：海上光伏电价支持力度虽大但仍有困难，未来是指望更多电价补贴，还是有明确降本方向？

A：目前除上海比较急需外，可能补贴的省份不会太多，不过现在有企业和行业机构向相关部委反映用海费用太高，希望能降低。技术方面，目前下降空间有限，从五块多降到4块5到5块还有希望，再往下比较难。整体来说，大部分项目在调整用海范围，新的项目很多业主开始在自己的海风场子里谋划建设海上光伏项目，今年到明年规模会有相对增长，但不会像西部项目那样单体规模达一两个GW那么大。

Q：风电的装机预期如何？

A：风电的规模不会受到太大影响，处于平稳有增的趋势。因为主要实际参与各省项目，风电本身特点不是很灵活，没有分布式规模，基本都是大基地或者配套抽水蓄能的水风光基地，按照基地持续规模稳步发展，从未见过风电规模大起大落的情况。再加上明年光伏投资积极性下降，从各省指标看风电项目获取会增多，较今年是稳步增长的趋势。

Q：西北地区光伏项目存在消纳电价和发电过于集中的问题，从做项目的经历来看，除了平单轴这种模式创新，还有没有其他值得学习的创新方向？平单轴是否会大规模普及？像欧洲的垂直组件、东西朝向这种商业模式创新对当前问题是否有明显改善？

A：文档未提及，无法准确回答。

Q：是否会在产业上发出更多关于平单轴和垂直组件经济性对比研究的公开声音，以呼吁进行模式创新？

A：文档未提及是否会发出更多公开声音呼吁模式创新，无法准确回答。

Q：目前从调度光伏新能源配储能来看，如果采用集成第三方的集中式储能，调度频率会更高，那为什么这种第三方的储能没有得到大规模推广呢？

A：独立储能的收入主要来源于租赁费、峰谷差价分红和电网调用情况。其没有大规模推广主要有几个方面原因：一是投资独立储能时，发电企业无法确定电网调用次数，单独投资积极性不高，更倾向于投资风电光伏项目，若风电光伏项目有强配要求则直接安装储能；二是在市场化运行较好的省份，如山东，独立储能能盈利，有企业愿意投资，但在市场化运行不完全的省份，没有明确的租赁费用模式，峰谷差价也不明确或者不大，企业算不过账；三是储能装备越多峰谷差价越小，发展规模越大对自身越不利，而且电网仅在自身需要的薄弱点或特定站点旁边建设独立储能，发电企业建设地点不一定符合电网需求，再加上我国电网更倾向于火电、水电或抽水蓄能的电，这些都限制了电化学储能的发展。

Q：三季度以来光伏项目招投标情况比较理想，您觉得这些项目与您感受到的情况是否相符？这些项目多久能落地？

A：最近项目投标确实比较多，但各省情况不同，项目能否落地无法预测。目前招标的地面式项目至少要到明年630左右才能落地。

Q：五大六小发电集团对于明年整个新能源装机（包括风电和光伏）的态度是怎样的？是风电和光伏装机量都要增长，还是总规模增长即可？

A：五大六小发电集团不会像前年或去年那样一窝蜂拿很多指标。一些集团（如国家电投）现在对项目收益率要求比较严格，基本要大于7%，达不到这个标准基本不会投资。部分企业还在逐步上调收益率指标，一些企业在聊天时表示，政策项目可以做，但长期来看还是要盈利，不能大面积亏损，所以在投资时会更加谨慎。

Q：项目收益率比以前更严格，同时市场化趋势使项目可预测性变难，这对光伏电站是否提出了更高要求？是否需要在发电量保证机制（如长协）方面做出保障，提高光伏电站收益率的可预测性？

A：这方面研究不多，但据了解，虽然长期来看有相关机制，但逐年在下降。会参考前一年的实际情况，如25年会参考24年情况来补回一部分，但总体每年电价会逐年下降，不会断崖式下跌。投资企业只能根据前一年发电收入来预测情况，但总体不会投资亏损项目。

Q：平单轴与市场上讲的跟踪支架是否为同一事物？其价格如何？相比正常光伏支架贵多少？

A：平单轴就是市场讨论的跟踪支架，只是单方向转动。还有双轴的跟踪支架，单轴在海外项目使用较多。它有一套控制系统，成本比普通支架贵大概四五毛钱。其卖点是可增加发电量，早晚发电更多，中午发电少些，且是全自动运维，运维费用相对低，收益率较好。但它对土地平整度要求高，对山地不友好。我国没有海外推广得好主要是产品质量问题。现在研究发现，由于早晚电价和中午电价差异大，下午5点之后和早上8 - 9点平单轴发电电量比固定式高很多，发电收入增加，理论上效果较好。

Q：光伏的发电集团在电力市场化交易下如何进行项目核算？例如在发电时长难以保证6小时且电价变化的情况下。

A：发电集团有专门部门进行核算，他们会基于猜测，根据所在省份已投入运营电站前一年电网公司结算的电费收入和实际发电量进行测算，得出综合电价。这个电量是考虑过弃光限电之后的，结算电费包含参与市场化交易部分、固定发电部分和系统配套费用部分等。他们会出一份报告给设计院，设计院根据这个电价以及其同比趋势计算收益率。

Q：未来几年电价和电量是否会继续下调？

A：目前国内走现货的省份不多，按分时电价大致能预测但不准。相关机构准备建模，收集各省出清电价数据来研究。通过研究德国、丹麦等国公开数据发现，未来电价可能贴近用户习惯（如从下午5点开始的用户习惯）来测算，但不会太准，不过他们会以相对标准做投资决策。

Q：逐年电价下降是能源局的意思，还是电网不得已而为之？

A：逐年电价下降不是政策决定的，是根据用户情况，电网公司与各省协商提出的分时电价，根据各省不同时间段的负荷情况确定电价。负荷大时电价上升，发电量多时电价下降。新能源（如光伏）电价会下降，但其他能源品种不一定，例如火电缺电时一直在发，电价不一定下降，整体是市场决定的。