光伏行业研讨会对话环节-交流纪要

Q：各位嘉宾所在企业对地面电站和分布式如何布局？ 三峡王总：三峡在大基地不断发力，第一批三峡获取了7GW的容量，已经在青海甘肃内蒙等地进行建设。分布式光伏受整县政策驱动，2021年新增装机占比首次超过地面电站。 后续地面电站，分布式，大基地将长期共存，共同发展。 大唐王总：近两年主要做了大基地的开发，第一批大基地做了800万开始开工建设，在沙特光方面进行积极布局。国电投邹总：国电投光伏产业装机突破400GW。 22-25年预测新增装机容量75-99GW，2025年光伏发电容量600-700GW。预测大型风光基地占光伏发电1/3左右。 十四五末集中式光伏和分布式光伏将并行发展，总装机容量700GW左右，各部分占比30-40%左右。单一光伏将逐渐减少，光伏+模型逐渐增多。 电力设计院李总：今年各大集团集中于大基地项目，大基地项目集中度高，集中于央国企。前两年分布式项目央国企参与度较低，今年都在参与，都是五大发电集团的体量。 相比于大基地和分布式，普通地面电站陷入了土地紧张的核心问题。 广发余总：公司目前集中在中小型地面光伏和分布式开发，西北有一些和政府合作的大基地的开发。三类项目共同推进，但大基地项目参与较少，因为大基地集中度较高。 大基地项目：集团和青海，新疆，西藏一些地方建立了联系，可能在土地丰富地方会有一些投入。中小型地面光伏项目：目前深耕华南，以原先项目为依托去向周边开拓。 集团和民营上市公司成立合资公司去推动整县分布式开发，会不断在分布式进行发力。组件价格1.8以上严重影响了光伏装机。 阳光焦总：1.光伏和风电行业处在十字路口，内外部的矛盾今年会爆发，对新能源行业人员是很大的挑战。 2.1-6月装机规模很大，但实际发电量占比相比外国很低。 3.风光基地必须配火电，但中东地区没有煤矿资源。 大基地在十四五期间满足中东部需求的压力较大，需要中东部地区发展就地消纳。在此情况下，分布式户用被迫快速发展。 阳光在西北，东北，内蒙以大基地为主，华中华南西南华北分布式户用占主导因素。正泰黄总：三种项目正泰都参与，普通分布式多一些，大基地以央国企为主。 普通地面电站受到土地等政策限制，海上光伏迎来加速发展的阶段。 民营企业与央国企合作方面，央国企有资产规模大，信誉等级高，融资成本低等优势，民营企业与央国企合作对后续发展有较大帮助。 Q：三峡新能源分布式光伏的发展模式？ 三峡王总：三峡在前期对地面电站和大基地获取较多，分布式光伏做了一些尝试，后续在整县政策下进一步开发建设。 Q：大唐在水火风光储和蓄能方面有何整体宏观规划？ 大唐王总：大唐在十四五期间以发展新能源为主，去年在多省布局抽水蓄能项目，综合能源也是公司的一个方向。 大唐规划的光伏项目增速较高，但去年实际落地项目由于组件价格较高没有达到预期，今年也没有看到价格下降的趋势。 Q：是否需要民营企业协助去推进整县工作？ 大唐王总：民营企业进入分布式光伏较早，有成熟的开发运营模式。 央企集中人力财力物力去做最后和项目规模不匹配，所以考虑在开发运营和投资上与民营企业合作。 Q：组件和人工成本的上涨，储能配套电力市场交易对电站建设影响较大，目前如何设计建设电站？ 三峡王总：现在建设光伏成本压力较大，分布式和地面电站可以调整建设节奏来应对价格上涨，但央企不能放松大基地的建设。大基地建设目前面临三个问题：1.成本上涨2.手续办理的实现3.电网接入配套的实现。 国电投邹总：目前项目成本在不断攀升的态势，电价交易体量不断提高，交易电价不断下探。 项目成本和收益对投资收益，收益率都造成了较大的冲击。 光伏行业的主要矛盾是行业的需求与项目收益率降低之间的矛盾。 各地出台了新能源配储能的要求，但储能的成本，商业模式，运行模式都不算特别明朗，青海项目的测算结果表明收益率较低。目前也在开展水风光储，水风光火储一体化的研究方案。 电力设计院李总：目前设计阶段的热度还是很高，新开的可研项目量很大，但进入到施工阶段就慢了。现在进行的施工项目，是基于去年1.7-1.8元的组件价格做了设计。 今年的设计项目只能预估明年组件水平是下落的。 西北项目除了组件价格的主要问题，还存在限电，保障小时数较低，征订租陪费用等。 现在光伏的风险包括电价，并网，土地，产业配套等多种风险，在总包方面存在饿死同行，累死自己，坑死客户的非理智低价竞争，2022-2023年会存在很多烂尾项目。 近两年是光伏发展速度是较慢的，但去年有N型组件的面世，也有更多业主选用N型组件。 Q：何时公司会将储能配套不计入成本而是计入收益中？4个省要进行电力市场交易，对三峡有何影响？ 三峡王总：多种形式储能技术都在探索，能否计入收益需要电网的政策出台，目前收益还不是很明显。 现在有8个地区全面进入试运行，预计2030年新能源能全面参与市场交易，三峡能源正积极应对交易市场的变化。 Q：全国各地区项目中能接受的最高组件价格是多少？ 三峡王总：正常的经济模型，青海地区接受的组件价格为1.65元，不超过1.7元。内蒙高一些，但不超过1.85元。 Q：各省配套的储能电站被调度次数差异大吗？ 国电投邹总：有些储能是为了上光伏项目而配置的，建设后对于电网电站支撑度都不够。之前有参考过西北能源局批复的共享储能的模式，但具体推进时存在审批的阻力和障碍。Q：国家电投农光户，渔光户等类型实施情况？ 国电投邹总：光伏+项目主要集中于中东部，项目除了能源知识外，还包含渔业农业，较为复杂。 设计了渔业养殖，船道设计等，光伏+中+的效应没有体现，后续规划和渔业专业公司合作，设计方案中将这些内容考虑进去。 Q：甘肃，宁夏地区能接受的组件价格是多少？ 电力设计院李总：目前基于甘肃电价，测算约1.8元左右；宁夏电价更低一些，1.75-1.8元左右。 Q：目前设计需求是偏向各类都用最好的还是都用最便宜的？电力设计院李总：个人和西北院理念是用更先进的产品。 但平时遇到大型电力企业较多，其中放弃性能选择低价的业主较少。 Q：目前只有少量项目并网，阳光去年项目开工率，收到哪些影响？ 阳光焦总：一方面土地成本收紧，另一方面系统成本上涨，地方政府要求参股和电价分成，开工率不高。上游硅料利润太高，组件厂接近亏本。 储能方面，储能政策不延续，投资储能收益有限。 现在有些企业储能发布量很多，但是利润不高，很多都是亏损的。阳光电源国内储能系统都是亏本的，所以基本都是往海外销售。现在有很多项目要求配储，储能不上就不能并网，影响装机。 风电光伏参考煤电价格也是有问题的，煤电随着煤炭价格波动，但光伏价格不随着硅料波动，这个是不合理的。所以希望：1）对风电光伏合理定价；2）硅料价格需要干预，保证适当浮动。