新能源风光储项目的市场现状及开发路径

础，使传统的可再生能源得到现代化的开发和利用，取代资源有限、至今年5月底，我国风电、光伏发电装机规模分别达到5.7亿、10.8亿千瓦，占全部装机比重达到45.7%,已经超过了火电装机的比重。际领先，国际储能署评估，全球光伏产业近90%的产能在中国。光伏2019年到2023年，全球光伏发电装机容量年均增长率达28%。2024上升至40%左右。预计未来10年将持续保持高速增长，到2027年全0一我国保守情况我国乐观情况2011-2023年国内光伏年度新增装机规模及2024-2030年新增规2024年上半年，国内光伏产业链主要环节的价格已经跌入低点：硅料、硅片价格下滑超过33%,N型TOPCon电池片、组件价格缩管理人员管理人员逆变器7.73%安装辅材太阳能单晶硅电池组件线缆桥架136%汇流箱109%雇佣256%水泥基础电力系统的第四大基本要素。2023年，我国储能市场持续保持快速增长。能源局的数据显示，2023年我国新增并网新型储能约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年增长260%(MWh增长量),近10倍《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,到2025年，新型储能装机规模达3000万千瓦以上，截至2023年末，我国新型储能已提前完成2025装机目标。020202021储能行业的快速发展得益于两个方面。其一是分时电价机制的建立和高耗能电价上涨，峰谷价差变大极大刺激了工商业储能需求。2021年7月以来，各地出台电价政策组合拳，高能耗企业用电成本显著增加，分时段峰谷价差持续扩大，促使工商业储能极速发展。2023各省一般工商业最大峰谷价差新疆青海山西上海北京福建贵州广西陕西天津河北内蒙古江西四川黑龙江河南安徽山东辽宁重庆江苏吉林湖北湖南海南其二是储能原料成本持续降低。2023年以来，碳酸锂价格整体呈现下降趋势，从2022年11月最高点57.0万元/吨降至2023年11月16.3万元/吨，降幅超70%。与之对应，磷酸铁锂方形储能电芯价格从1.0元/wh降低至0.49元/wh,降幅超50%。从而带动工商业储能储能系统总体价格降低了0.4-0.5元/wh。假设工商业储能项目峰谷光储系统度电成本显著下降光储系统度电成本显著下降---光伏LCOE-弃光率30%一光储系统LCOE(配储20%,2h)0.37风能作为一种清洁、可再生的能源，预计到2030年，全球风能发电的需求将达到6000多吉瓦特，相当于现有能源总量的四分之一。前，风力发电机组的转换效率已经超过了40%。近两年来，随着风电2024年3月底，全国风电累计装机容量约4.6亿千瓦，同比增长21.5%,占全国发电装机容量的15.38%。这表明风电在中国能源结构中的地装机量(GW)—增长率(%)0机组功率已实现从8兆瓦到16兆瓦的连续技术突破，并且研发出了18兆瓦的海上直驱风力发电机组，创下了全球新纪录。同时结合国家气象中心数据分析，我国尚有99%的风资源有待开发，风能未来发《关于印发分《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通分散式风电市场由《贵州省分散式接入风电开发方案》地方分散式发建设项目施阶段《做好2014年风电并网和消纳工作》对分散风能《风电发展“十三五”规《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关2011201320142016新能源项目(风电、光伏、储能、氢能)全流程新能源项目(风电、光伏、储能、氢能)全流程培训班2025年7月10-12日(10日报到)。上海市加。这就要求在新能源市场开发不能“眉毛胡子一把抓”,要寻求发优先选择主业明确允许投资项目作为配套产业。在地域政策上，新能源行业是政策、资本和技术密集型产业，特别是在政策方面，每个地方在土地、项目获取路径和市场化交易等政策方面都有较大的差异，应充分利用当地政策，与企业的差异化优势相结合。面，经济性要符合企业的财务评价标准，满足项目全投收益率、资本金内部收益率、投资回收期等财务要求。另一方面对市场和政策要有前瞻性的判断，充分考虑其潜在风险，在项目前期测算阶段为项目收益留出“安全垫”。具体来说：一是各地限发电。“十四五”以来，随着各省份风光电站装机规模的快速攀升，限电率也在逐步提高，西北地区不少省份限电率已经超过10%,而去年河南的户用光伏电站拉闸限电也成了常态，甚至山东新能源电站限电时间超过了80天。未来随着电网公司持续放宽95%的消纳红线，预计部分地区弃风弃光率将突破5%。二是市场化交易。目前的风电、光伏经济评价按固定电价测算，随着新能源电量占比逐步提升，全额保障性收购制度将难以为继，新能源参与市场竞争是大势所趋。电力市场化改革的推进，尤其是电力现货市场试点扩大，原有的光伏和风电经济性测算已经难以适应当前日益变化的形势。三是峰谷电价。自2023年以来，多省调整工商业用电峰谷电价，目前已有10余省份在光伏发电最好的午间午间谷时电价使得发电收入大幅下降，尤其对于“自发自用，余电上网”的工商业分布式光伏项目来说，回本周期增加。分析项目风险是否可控。项目涉及风险包括土地风险、电网接入系统风险和收益不确定性风险等方面。具体看，一是项目用地合规风险。光伏用地已经成为一个行业共性问题，土地资源稀缺、租金成本抬高、税费增加，都是当前光伏电站用地面临的挑战。在用地“红线”政策下，土地合规要求也愈发严苛。不仅存量光伏项目因为土地合规问题存在风险，新项目用地成本也在不断提升。此外，新项目用地的补偿费用种类更是繁多，除要求不得在国家相关法律法规、政策规定和相关规划明确禁止的区域进行光伏发电项目建设之外，对项目用地补偿做了详细的要求。二是电网接入风险。随着新能源新增装机快速增长，电网接入和消纳能力已严重不足。据不完全统计，全国有超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间。三是收益不确定性风险。未来可再生能源上网电量将被分为三部分。首先是保量保价部分：以煤电基准价收购各省份的优先发电小时数以内的电量，但就目前市场发展来看，优先发电小时数将越来越低，到2030年之前，预计降低为0。其次是保量不保价部分：以市场化交易形成价格。最后是“合理”弃风、弃光部分：因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素，不得不弃掉的风电、光伏电量将不计入弃电率。分析项目各方利益诉求的合理性。从地方政府要求来看，基于新能源市场仍然是前景较好的投资领域，在开发过程中不同程度地要求产业导入、乡村振兴资金、项目公司“干股”或优先股。2021年以来部分省份提出的产业配套要求，成为新能源投资商获取新能源项目包)、土地租金溢价等方面也是合作的必然诉求。要在依法合规的基础上判断各方诉求的合理性。分析项目实施难度大小。拿到项目信息时，市场开发人员要准确判断项目实施难度，深入分析项目实施的可行性，加强纵向和横向的沟通，对一些明确超出企业发展阶段、运营能力和沟通协调能力的项目要审慎推进。对从其他地方转手获取的“二手”项目信息，更要深入分析项目未正常推进的原因，