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会议要点
-
计划、预期与不确定性
电力集团专家指出，
2023
年全年新能源并网目标为确保
2000
万千瓦，争取达到
2300
万千瓦。其中，风电预计达到
700
万千瓦，光伏预计达到
1300
万千瓦。若
争取额度满足，超预期目标将不超过
300
万千瓦。
专家对
2024
年
'
五大
'
（假设文中提到的五大电力单位）的预期规划进行了讨论。
风电预期规划为
5000
万千瓦，而光伏预期在
1000
万千瓦（不包括国家能源集团的数据）。比
2023
年的规划上升近
20%
。
虽然禁电问题影响了新能源项目的建设和规划，但专家认为，不能以统一视角看待所有项目禁电率。他强调，各省县的禁电率都因地、项目条件导致禁电率波动，一些地区甚至可达到
30%
。因此，未来项目的选择和规划需要根据当地的实际情况进行。
-
限电率影响与租赁模式转变
从项目端看，代表表示，如果国家不再制定严格的限电率，变成更低限电率或者没有限电率，那么地方政府可以更自由地开展项目审批或备案。这可能会降低项目开发的突然叫停情况，地方政府备案的光伏容量可能会有比较大幅度的提高。
对于开发企业来说，限电率对于项目收益率是一个非常敏感的因素。特别是对于项目收益接近临界点的项目，可能非常敏感于限电率的变化。在当前阶段，代表认为整体平均水平对于限电率略有一些容忍空间，即使限电率有所提升，很多项目仍有可能执行。
总的看，新能源和储能的联合使用并非由开发商或运营商决定，而是由电网公司决定。近期，租赁储能的模式正在快速提高，占比已经接近一半，但该趋势是否会持续取决于租赁储能的成本。如果租赁储能成本过高，可能会选择自建储能。另一方面，储能电站可以独立参与现货交易。
-
光伏项目成本收益及政策影响探讨
投资成本分析：现阶段公司的光伏电站投资成本基本上在
3.4
元左右，其中包含
1
元的组件成本和其他非组件成本如土建、安装等。对于不需要配备储能的投资，成本在
3.34
元左右。对于水面光伏，成本能够达到
3.7
元左右。对于分布式项目，
成本在
3.2
元左右，其中已包含了部分项目开发成本，但不含涨价的路桥费。
路桥费调整：调整后的路桥费基本在每瓦
0.2-0.3
元，相较于以前的每瓦
0.1-0.2
元有所增加。即便有所涨价，但还是较之前便宜。
项目收益率变动：当前，项目收益率相较去年有所提高，光伏项目的收益率可达
7.5%-8%
。对于分布式项目，尤其是工商业项目，收益率较好。该收益率计算为全
投资税前收益率，不包含融资成本。公司对于项目收益率的一般要求是在
6.5%-
4.5%
。
-
电网调度权与新能源困境
储能的使用及控制权问题：当前新建风电厂或光伏电站的自建储能不能参与到现货价市场报价，调度全权在电网手里。换言之，哪怕公司愿意额外配一些储能，也无法在特定时间卖出录取的多余电力。如果调用权和使用权由电网转移到企业，公司将有动力增加一部分储能，可能参与一些现货交易。如果调用权和使用权不在公司手中，储能只会成为一项成本，而不会有任何收益。
储能技术和使用率问题：现场专家提到，储能电池利用率目前一般较低，主要是因为电网考虑到安全性问题，由于无法评估电站储能的质量，所以更倾向于不调用。事实上，储能技术本身在技术上是没有问题的。无论是自建储能，还是之后可能的共享储能，都会对企业有所帮助，但是具体效益需要在政策、市场需求、项目容量等各方面进行综合分析。
储能电单和电网合作问题：如果电网调度公司的储能设备，会给企业付费。也就是说，如果企业为电网提供了调节能力，电网会支付对应的费用。但对电网来说，在考虑到调度细则及储能设备的质量等风险的前提下，它可能会更倾向于少使用或不使用这些自建储能设备。
-
电力市场转型与新能源发展展望
电力行业的补充服务收入，即调用其他公司电源需要支付费用，可以理解为真金白银的补贴，尤其是灵活性较高的火电。公司能为电力公司提供储能服务，定价可能高于火电厂。
限电率及弃风弃光率对项目的影响取决于项目性质，也与新老项目、业主和电网调度的关系相关。譬如扶贴项目和优质项目有较高的保障，风电厂的电网位置也会影响其限电率。
尽管南方地区的弃光率较低，但在审批项目时可能会利用该指标进行管控，北方地区情况类似。弃光率这一指标并非最重要，行业的健康发展会导致投资者、开发商和运营商变得更加理性，限电率可能只是阶段性的制约因素。
-
地区性决策差异下的能源结构转型
地方政府在推动新能源进程中的主要冲动，大多来自业绩压力，并非完全基于选择新能源的主观意愿，有时也顾及到核电等其它能源选择。同时，不同省份的经济发达程度，影响到其选择新能源项目的类型和形式。
分布式光伏存在两大问题：一是，因过多的网格电力供给可能带来扰动，进而影响网络稳定性；二是，光伏接入网格，有必要进行电网设备改造，但在很多情况下，电网在分布式光伏接入时的投入和改造成本是滞后的，因此电网有限制其接入的原因。
在讨论光伏收益时
,
储能被计入其中，新增装机容量预计价格在
3.7
元
/
瓦。另一方面，新能源招标并不一定导致实际装机，集中招标可能包含框架协议和预招标，实际装机结果可能因许多因素波动。但非框架协议中标部分则有较高的执行可能性。
-
市场化趋势与挑战探讨
针对气风气光问题，在电网公司考核中，并无明确的惩罚性措施而更多的形式是压力传导。公开预警制度规定超过
5%
的区域无法新增新能源，但仍有违规批准的情况存在。并且如地方政府为推动能源结构转型而对新能源有更大的依赖，可能会传导压力埋下冲突矛盾。
关于光伏装机，尚无区分集中式和分布式的完全统计，但分布式在近年逐步提高占比，预计
2024
年分布式占比进一步上升。
对于开发建设过程中土地使用证的问题，仍存在与以前同样的问题，即土地使用证办理延迟，多数项目投产一段时间才能获得土地使用证。农缺证或其他证照尚无明显政策放宽。风电项目土地愿以前期、建设期容缺，投产后必须取得权证。
-
跨年光伏行业投资趋势解析
根据观察，国内整个光伏装机可能超预期，预测今年的装机量可能将达到
250G-
260G
，甚至更高，原因之一在于地面电站的项目储备量仍然非常多；另一原因是分布式工商业的收益率依然非常高。
海外需求预测是
30%
以上的增长，尽管还需要观察更多数据以确认具体趋势，但欧洲库存已经基本下降并且整体趋势是涨价。全球需求增速可能会达到
25%-
30%
，超过原先预期的
15%-20%
。
供给端存在差异性，玻璃环节供应缩减较为明显，二三线项目可能面临延期。头部的供应应该还是比较正常。总体来说，强者愈强，尾部的需求稍微可能机会也不 大。在需求超预期的情况下，硅料端可能因为库存高会难一点。
Q&A
Q
：能否谈谈今年新能源的装机规划和去年的实际装机情况？
A
：去年，我们设定的目标是争取确保
1700
万的新能源并网，并设立目标为
2000
万。实际上我们共完成了约
2100
多万的新能源并网，超过了预期。今年，我们的
目标是全年确保
2000
万增量，并力争达到
2300
万。从近几年来看，我们一直在稳步提高新能源装机的过程中，今年没有出现特别大的预期外变化。从在建项目以及去年拿的核准备案的容量来看，今年确保
2000
万的可能性较大，争取
2300
万也有希望。
Q
：今年风光装机的比重大概是怎么样的？
A
：今年风光的目标中，风电基本占
700
万，太阳能约
1300
万。去年我们的装机
能够超越预期，主要也是太阳能装机超预期，实际完成了近
550
万风电及
1600
万太阳能装机。
Q
：今年如果按较高的预期来看，风电和光伏的装机量分别是多少？
A
：今年如果按上限来看，风电为
700
万，太阳能装机量在
1300-1600
万之间。
如果我们再超预期的话，我觉得可能是超过
200
万千瓦。在目前的基础上，我们
有望装机达到
2500
万。
Q
：能否谈谈分布式和集中式装机的比例？
A
：分布式装机基本占到
7
成，集中式装机基本是
3
成。
Q
：
582
规划是怎样的？
A
：今年国家五大风电的装机预期规划达到了
5000
万千瓦，光伏投产的计划基本
上也接近
1000
万千瓦。总的来看，今年光伏的装机预期要比去年多，但增幅不大，风电装机预期明显多于去年。
Q
：现在新能源项目的限电情况如何？如果限电约束取消后，对我们规划或项目建设有什么影响？
A
：限电问题我们始终都在关注，但这个问题不能一概而论。有的地方限电率高，有的地方低，因此，我们不能对所有地方的限电率作统一的评价。目前来看，我国新能源预警以及新能源消纳情况的数据还都是以全省平均来计算的，因为它是个平均数，所以有的地方可能比这个数高，有的地方可能比这个数低。如果限电约束取消的话，那可能还需要看具体项目的情况。
Q
：你如何看待未来电力行业，特别是储能配套框架的变化，以及这可能对项目收益的影响？
A
：首先，如果我国电量限电的标准由现有的
95%
调整到
90%
甚至
80%
，或者甚至更进一步实行全面市场化，取消限电的规定，那么项目审批或备案将会放开。地方政府可以更加自由地审批项目，同时可备案的光伏装机容量可能会大幅增加，有助于电力行业的发展。这将降低诸如项目阶段性叫停的风险，比如近年来在广东、山东出现的光伏项目开发暂停的情况。然后，我们要注意的是，限电率对项目的收益是非常敏感的。对于项目收益较好、潜力空间较大的项目，这个变动可能不会引起太大波动。而对于本已收益较薄弱的项目，限电率的改变可能会带来较大的影 响。然而，总体来看，对于限电率的变化，我们还略有一些容忍的空间。
Q
：储能在电力行业中的应用主要表现在哪些方面？有哪些趋势和挑战？
A
：储能主要应用在两个方面。一方面是综合性的能源项目，例如结合了火电、水电、抽蓄电平、新能源、储能等电源的综合性能源项目，这样的项目能够提供稳定统一的电力输出。另一方面是新能源电站加储能，这部分主要是随着新型储能的发展，包括共享储能越来越被接受而呈现出的趋势。目前新能源电站加储能的项目 中，自建储能的利用率似乎较低，而租赁储能或共享储能的方式受到更多接纳。因为电网会给共享储能一定的调度调用次数、调用时长，以及合理的商业模式。从而使其在限电率的变化下仍可实现合理的商业模式。然而，在这种商业模式下，共享储能和新能源电站必须为同一业主才能最大化收益。租赁储能的发展趋势快速上 升，从
22
年的大约
10%
已经上升到
23
年的接近一半。然而，我们要关注这其中的挑战。如果租赁储能的成本过高，导致收益率下降，那么自建储能或许更具优 势。因此，我们需要密切关注租赁价格的变化，才能准确预判这个比例是否能继续维持高速发展。
Q
：你如何看待新能源和储能结合起来的可能性？
A
：将新能源和储能结合一起，不完全由我们说了算。在这个结合的商业模式中，如果共享储能和新能源电站不是同一业主，那么商业模式所得的利润也不可能由开发商来全部得到。目前的情况是，如果电价相对较低，共享储能电站可以购入电能并在电价高的时候卖出，这个电价差是储能电站的收益。而对于发电端来说，其收益主要还是发电收入。所以，共享储能模式的收益更高，但价值的实现需要多个参与者的合作。所以，在处理新能源和储能的结合问题时，我们需要酌情判断，对于不同的项目，可能需要采用不同的策略。
Q
：武大电力集团在储能方面的发展情况和未来的规划？
A
：武大电力集团已经开始进行储能的建设，并且致力于做储能的配套工作，对未来的储能发展模式有必要及时进行策略调整。
Q
：目前，光伏电站的投资成本和收益情况如何？
A
：截至去年全年，光伏电站的投资成本基本维持在
3.4
元左右。在组件价格为
1
元的情况下，剩余的投资成本主要包含非组件成本，如土建、安装等，还包括储能成本。至于各类光伏电站的成本，分布式的投资成本平均水平是
3
元左右，而最
为昂贵的水面光伏电站投资成本可以综合到
3.7
元左右。而对于项目开发成本，例如路桥费等，已经在计算成本时纳入其中。
光伏项目收益率方面，现在整体上项目收益率相较去年有所提高，我们现在光伏项目的平均收益率客观可达到
7.5-8%
，其中，工商业的分布式项目整体收益率更
佳。而我们一般要求的全投资税前收益率是
6.54.5%
以上。
Q
：关于政策影响，目前销账率政策变动是否已经明确？
A
：目前尚处于协商阶段，政策并没有真正下发。关于销账率的变动，目前还需要进一步观察和研究。
Q
：新建的风电厂或光伏电站里的自建储能是否能同步参与到现货价市场里去报价格？
A
：目前不能，所有的调度权力都在电网方，电力公司没有操作权。换句话说，即便我们自己愿意增设储能，也无法自主决定如何使用这些储能，比如在晚间或者其他时间再卖掉吸收的气风光电。但若未来电网将自建储能的调用权和使用权放开，那我们会有动力增加一部分储能，并可能参与现货交易。
Q
：光伏、风电等新能源项目的利用率如何？
A
：目前光伏电站的气光率基本上
30%
，我们正在努力提高电网的接受能力和电压波动能力以降低限电率。储能并不是唯一的解决方案。
Q
：自建储能在技术上能独立作为电源主体去报价吗？
A
：在技术上没有任何难度，没有任何问题。
Q
：如有政策改变，未来储能是否可以拥有独立报价的权利？现有的存量项目附近是否有足够的可行储能资源？
A
：如果政策改变，储能电站可以参与市场竞争。但要注意的是，电站和储能电站的容量必须匹配。如果某存量项目周边并无充足的储能资源，我们更愿意自行配备储能。
Q
：电网持有全部调度权和使用权，为什么消纳压力大，但对自建储能的调用又比较少？
A
：一方面是出于安全性考虑，电网有公平公正公开的原则。不同项目储能的建设标准、质量可能存在差异，若出现问题，电网要承担责任。因此，电网对自建储能的调用比较保守。另一方面，电网调用储能会为电站产生收入，这涉及电网需支付给电站的调度费用。
Q
：辅助服务收入是否普遍存在于所有省份？
A
：辅助服务收入大致通行于各省，除了未参与现货交易的部分。如果调用电力集团的服务，会产生相应的收费。
Q
：为何储能的价格会高于火电？
A
：储能调价高于火电并不是因为其存在额外的边际成本，而是市场化报价与固定报价的差异。储能价格是固定的，且不与火电的灵活性调节在同一竞争范围内。
Q
：同一区域的弃风、弃光情况是否对所有项目产生同样的影响，或者每个项目的弃光率会有具体的差异？
A
：不同项目的被弃光率会有差异，与项目的性质、网络接入的位置以及与调度的关系等因素有关。例如，早期的扶贴型风电光伏扶贫项目由于具有优先调度权，其弃电率比较低。而网络接入位置，如接入电网末端或接入汇流站等，也会影响其弃光率。由于这些不同的因素，即使是同一个区域也存在差异。
Q
：南方省份的弃光率比较低，现阶段是否会因此对新项目审批进行限制，像北方省份一样即使弃光率到达
11%
也不会对新项目进行限制？
A
：我认为在当前形势下，限电率的存在并不代表该区域新能源的开发情况。举例说明，企业可能只是想拿到一块资源就选择在条件不好的地方进行投资。同时，如限电率过高，在通用特高压帮助后可使限电率降低。至于说审批是否会被限电率限制，我认为这只是阶段性的，应该不会影响新能源结构转型的大趋势。如果出现了限制，更多的是对电网公司的督促，如建设必要设施来提高对新能源的消纳水平。
Q
：地方政府在新能源的发展过程中，他们的站位以及发展动机是如何的？
A
：目前未提供相关的信息，无法给出准确答复。
Q
：对于新能源推进的目的和选择，您如何看待中在地方政府间的差异？
A
：在新能源的推进过程中，地方政府在区域间的差异比较明显。经济发达省份为了提高业绩或者来自政府的压力，他们可能扶持多元化的能源选择，如新能源、核电等。但未必是自愿选择，更多是服从国家的能源结构策略。经济欠发达的地方，则是为了引进新能源项目来拉动地方
GDP
和吸引投资，不过他们往往更倾向于完
成任务而非深入探索。而在一些经济发达的地方，他们会优先考虑如何引导产业健康发展，实现单位
GDP
能源消耗一直降低等目标。
Q
：对核电和新能源的选择及其原因可以深入讲解一下吗？
A
：核电和新能源的选择往往取决于区域的经济发展水平。例如，一些区域会停止陆上风电的建设，转而发展海上风电；或者采取措施，如叫停了一些集中式光伏，转而做一些分布式光伏。这些都是经济发达地区常见的做法，他们根据实际情况，选择对区域有利的能源类型。
Q
：对现象
“
新能源项目的叫停
”
，能否对主导决策者及其原因进行解释？
A
：叫停新能源项目多数是由电网决定的，理由在于分布式光伏项目不便于他们调度。这些光伏项目更多的是自发自用，余电上网，可能会给电网带来较大的扰动，从而对能源供应安全造成威胁。另一方面，配网的改造和投入往往滞后于分布式光伏的接入，电网往往难以承受这样的变化和投入，所以选择叫停了。
Q
：关于光伏和储能，能否说明其计算在内的情况，以及平均水平和价值？
A
：光伏的收益率大约在
7.5%
到
8%
，已经考虑了储能。我们现在的平均水平基本在
15%
的
2
小时，并且有
3.7
元每瓦的成本也考虑到了。
Q
：在看待招标中标及
EPC
中标情况时，是否代表该项目一定会进行装机？
A
：并不一定。招标数据只能表示项目正在进展，但具体还取决于很多实际因素。一个项目中常见框架协议，即双方事先约定关于项目的一些主要事项，但实际上，最终执行结果与框架协议约定可能存在偏差。此外，我们还有许多项目在没有立 项，没有通过投资决策时，会进行预招标，也就是预先确认招标的意向性价格。从招标统计数据来看，公开发布的数据一般包括了框架协议部分。
Q
：如果项目已中标，且非框架协议的部分，其执行的可能性如何？
