机制电价竞价结果及影响 - 山东省完成全国首个新能源机制电价竞价 光伏项目机制电价为0.225元/千瓦时(机制电量比例80%) 风电为0.319元/千瓦时(机制电量比例70%) 执行期限均为10年[1][4] - 光伏竞价结果显著低于行业预期 此前预期为0.26元/千瓦时 实际0.225元/千瓦时导致综合电价水平低于0.2元/千瓦时 难以维持项目基本利润[1][5] - 对比山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时 光伏和风电机制电价分别下降43%和19.2% 对增量项目收益产生重大影响[5] 竞价结果成因分析 - 光伏竞价出现价格踩踏 due to政策鼓励低价优先且光伏机制电量规模(1.265GW)远小于风电(3.5911GW) 超3000项目竞争1175个席位 远超125%竞价充足率下限[6] - 企业被迫报低价因136号文仅给3个月抢并网时间 为规避更低的市电电价风险 报最低价成为止损最优解[6] - 山东释放明确信号：优先发展风电而非光伏 短期内不需要过多光伏投资者[6] 项目投资趋势变化 - 分布式光伏项目出现终止潮 公开原因包括收益不足、电网容量不足及投标不足等[7] - A股公司豫能控股宣布放弃分布式光伏投资 因无法满足投资收益要求[7] - 未来市场聚焦优质项目 非技术成本大幅压缩 长三角等地区若成本控制在2元/瓦以内且正常报价仍可获利但收益收窄[7] 就近消纳模式发展 - 新政完善新能源就近消纳电价机制 将电量电费折算到容量电费 输配电价改为按接网容量缴费[9][10] - 新计费方式提升资源利用效率 负荷率高于平均的企业可节省电费支出[10] - 实际落地项目稀少 due to三方面限制：防逆流装置导致余电浪费、储能配置成本过高且存在安全风险、用电企业经营波动带来退出机制缺失[11][12] 新型储能发展态势 - 136号文推动储能投资从强制配储转向主动参与市场 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% 独立储能占比超一半[13] - 多省容量补偿机制使独立储能经济性提升 100MW/400MWH项目资本金内部收益率达6.2%-14.8% 高于国企6%-8%的收益要求[14] - 储能电站调频性能参差不齐 仅极少数电站能通过调频服务获利 设备质量和电网适配性成为关键[15] 行业长期发展展望 - 新型储能预计迎来爆发式增长 2025年底装机超100GW(1亿千瓦) 2030年达200-300GW(2-3亿千瓦)[15] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计180-240GW 但部署速度将因成本下降、光热部署及并网限制等因素放缓[16] - "十五五"规划需根本转变思路 将新能源作为重要技术要素 重点评估容量置信度、灵活性资源及投资者经济回报[16]