光伏与风电项目发展现状及多维度挑战分析

光伏与风电项目发展现状及多维度挑战分析

一、西部光伏项目面临的挑战

1.需求与电价问题预计到2024年底，第二批光伏基地项目将全面并网然・而，2025年的地面集中式光伏需求可能会低于2024年和2023年这主要归因于西部地区光伏项目面临的消纳和送出问题，以及分时电价政策导致发电收入下降，综合电价普遍低于

0.2元/千瓦时

2.成本上升问题尽管光伏项目的成本持续下降，目前西部大基地项目的成・本已低于3元/瓦，但地方政府收取的路条费、土地价格、地表清赔费用等额外成本较高，这影响了项目的整体收益率

3.电力市场化交易影响电力市场化交易的逐步推进可能导致全电量入市，进而引・发电价下降，特别是在中午时段电价较低，这直接影响光伏项目的投资回报例如，甘肃等西部省份的项目电价仅为

0.13-

0.14元/千瓦时，即使组件价格较低，投资回报也较难实现

二、东部省份海上光伏项目的推进

1.电价与需求优势东部省份正在积极推动海上光伏项目尽管同样实行分时・电价政策，但由于需求较好，限电率较低，整体发电收入相对较高例如，山东省的集中式光伏项目仅有10%的电量参与现货交易，其余90%仍按中长期交易电价结算，电价从

0.39元/千瓦时逐步下降至

0.35~

0.36元/千瓦时

2.上海市的政策支持上海市出台了相关政策，支持在已建成的海上风电场、废・弃盐田、围海养殖区和核电温排水区安装海上光伏，这有助于克服土地稀缺问题首批项目可享受保价保量电量、免配储能和一毛钱电价补贴，使电价从

0.41元/千瓦时提升至

0.51元/千瓦时

3.成本与挑战尽管有政策支持，海上光伏项目的成本仍然较高，约为陆・上光伏的两倍止匕外，项目审批和海域使用费用也远高于陆上项目

三、特高压项目建设的挑战

1.跨区域协调与技术限制.特高压项目的建设面临多重复杂问题，包括跨区域协调和技术限制例如，上海计划建设的特高压项目因需跨越长江而面临技术协调难题，可能导致项目延期至2030年此外，送端省与受端省之间的电价差异和投资成本分摊问题也影响项目推进

2.土地稀缺与政策限制.为解决土地稀缺问题，上海市决定推动海上光伏项目，但相关政策和军事因素限制了项目进展

四、海上光伏项目的开发挑战与机遇

1.开发积极性与政策鼓励江浙沪一带的开发企业对海上光伏项目表现出较高积极・性，主要因为当地地面光伏开发难度大、风险高地方政府也鼓励海上光伏项目，以缓解电力需求和减少对外省电力的依赖

2.挑战与机遇并存海上光伏项目的开发面临地质条件复杂、审批流程长、海・域使用费用高以及可能需要对养殖户进行赔偿等挑战然而，政府的支持和企业的积极性为项目的推进提供了动力

3.光伏需求与政策考核2024年光伏需求面临消纳并网压力，但国家为完成十四・五规划目标，将通过多种手段维稳光伏装机量西部省份已发放的光伏指标远超规划规模，而东部省份则主要集中在提升可再生能源电量占比，主要依赖分布式能源和政策考核激励

五、风电装机的稳定增长平稳增长趋势・风电装机预期将保持平稳增长趋势，主要因为风电项目多・为大型基地项目，不具备光伏的灵活性从参与的规划来看，风电规模将稳步发展，不会出现大起大落的情况预计明年风电装机量将稳步增长

六、平单轴光伏系统的应用

1.解决核心问题平单轴光伏系统在解决西北地区光伏项目的核心问题（如・50%电价和发电过于集中）方面显示出潜力在实际应用中，平单轴系统表现更佳，尤其是在中午电价低、早晚电价高的情况下

2.收益率优势平单轴光伏系统由于早晚发电量较高且运维成本较低，在・当前电价机制下收益率表现良好特别是在下午五点后和早上八点到九点这两个时段，平单轴的发电量显著高于固定系统

3.跟踪支架的应用跟踪支架（平单轴）成本比普通光伏支架高约

0.4-

0.5・元，主要用于海外项目，有助于提高发电量和收益率的可预测性

七、储能项目的经济性问题

1.经济效益低当前，大部分强制配储能的项目中，电网调用储能的频次非常低，导・致储能项目的经济效益较低相比之下，垂直安装光伏系统在不考虑储能的情况下经济效益更好

2.收入来源不明确独立储能项目的投资积极性不高，主要原因是收入来源不明确，电网调用频率不确定在市场化运行较好的省份，如山东，独立储能项目能够盈利，但在其他省份则缺乏明确的盈利模式

八、新疆地区的光伏项目数值安装优势■在新疆地区，当限电小时数超过50%时，数值安装的光伏系统相比固定式安装具有明显优势新疆地区与东部地区存在3小时时差，这使得新疆地区在傍晚时分发电时，东部地区电价已经较高,因此数值安装在新疆地区具有潜在的经济价值。