光伏项目开发的四座大山 -pg电子网站

根据各省公开消息初步统计，2023年初至今，有10省超过29.44gw的新能源指标被废止！企业辛辛苦苦拿到的可能由于各种原因，最终为何无法如期落地而被废止？

  以土地、接入、电价、产业配套为代表的四座大山，成为阻碍光伏行业快速发展的最大障碍。

1、合规土地稀缺vs指标发放过多

  当前，日益稀缺的合规土地资源和近几年发放指标过多之间的矛盾，已经成为中东部地区光伏项目开发的主要矛盾，也是当前新能源落地的最大制约因素。

  2023年10月25日，江西省清理了2.9gw逾期未并网光伏项目，渔光互补类项目废止规模最高达到了1.11gw。

  2024年1月22日，广州发展发布公告称：350mw光伏项目，因国家土地政策调整，土地无法满足公司的投资需求而放弃投资。

  初步估算，中东部地区有40%的光伏项目，无法落实全部规模的合规土地。

2、光伏新增装机快速增长vs接入和消纳能力不足

  新能源新增装机快速增长，导致电网接入和消纳能力严重不足，部分区域出现红色预警的矛盾，配电网改造投资不足，对分布式光伏项目来讲尤为突出。据不完全统计，截止目前，全国有超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间。分布式并网容量为0，意味着项目装好后无法接入电网。这背后的根本原因是，由于分布式发电技术具有电压和频率不稳定的特点，在我国分布式发电比例日益提升下，易对大电网造成冲击，因此要对并网容量进行限制。

3、固定的度电成本vs变化的上网电价

  2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》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，电力交易已成大势所趋。

  光伏项目进入电力现货市场化交易后，原有的收益模型与市场化交易电价不匹配之间的矛盾，从靠天吃饭要改变到精细化运营的转变，运营好的项目乌鸡变凤凰，运营不好的项目凤凰变土鸡。

  由于新能源电源的不稳定性和难以预测，在当前的市场环境下，环境溢价没有得到充分体现。以山西为例，根据报道，某山西新能源企业参与电力交易对于2019年的竞价项目影响巨大，“以一个50mw的光伏项目为例，今年上半年参与电力交易综合电价在0.15-0.16元/度，而电站运营费用大概400万左右，甚至还不足以支付还本付息的部分，全年下来整座电站要倒赔约1000万；高补贴的项目相对好一些，但现在由于国补不到位，结算电价很低，极大的影响了项目公司的现金流，虽然财务报表显示有利润，但实际情况是甚至需要靠借贷来补充现金流”。

4、下降的初始投资vs增长的非技术成本

  2020年风电全面进入平价以来，风电主机招标价格屡创新低，表面上看风电主机降价推动投资下降，为风电开发商创造出大量的利润空间，但实际上事情并不是这么简单。风电整机商与开发商之间的利润分配，并非此消彼长的关系，而是受到一系列因素的影响，甚至两者将成本都控制到极致，也难以获取到大幅利润。

  同样的困境也出现在光伏行业，自2023年以来，光伏组件价格已经从2022年的1.9元/w，跌至现在的09元/w，跌幅近50%，但光伏开发商仍然感觉到利润微薄。

  2021年以来，很多省份均提出了产业配套的要求，已经成为新能源投资商获取指标的必要要件。获得100兆瓦的新能源建设指标必须配套5亿元产业；基本准入投资强度不低于300万元/兆瓦，优先配置投资强度须达到500万元/兆瓦等等，以资源换产业，促进地方经济发展，地方管理者当然理直气壮。尽管能源主管部门多次下文件要求新能源指标发放不能与产业配套挂钩，但是也很难阻止各地方利益驱动，比如北方某省将产业落地配套变成了对当地经济有重要拉动作用的企业优先给予支持，其实是换汤不换药。

  另外，叠加各地方财政吃紧的状况，纷纷要求产业落地和资源配套费用，没有地方不敢开口，只有投资企业想不到的情况时有发生，导致非技术成本直线上升，设备价格的大幅度下降都被非技术成本和中间费用吃掉，光伏项目已经出现了非技术成本和技术成本倒挂的情况，建设成本1.9结果最终投资下来3.9的现象。产品配套其实由来已久，只是或明或暗，已经成为行业潜规则。

来源：智汇光伏