分时电价政策致光伏项目面临严重挑战

2024年甘肃分时电价政策的执行，结合新能源参与市场化交易的新规，以及电价的显著调整，对光伏项目的经济效益产生了直接且深远的影响。光伏项目在开发建设并网后，由于电价下调幅度较大，导致项目运营收益大幅下降，部分项目甚至面临严重亏损的局面。

谷时段电价设定过低：

甘肃省印发的《2024年省内电力中长期年度交易组织方案》规定，在谷时段（9:00至17:00，后调整为10:00至16:00）新能源市场化交易电价的上限为燃煤基准价的50%左右。这一设定远低于光伏项目的运营成本，导致光伏项目在谷时段发电几乎无利可图。

全年综合电价下降：

据预测，甘肃光伏电站全年的综合电价将在0.2元/度左右，相较于过去0.25至0.28元/kWh的电价水平有了显著下降。这种电价水平的下降直接影响了光伏项目的经济效益。

市场化交易比例提高：

随着光伏装机的不断增长，电网调整消纳压力增大，为了促进新能源消纳，各地政府不断出台政策引导新能源参与市场化交易。这导致光伏项目面临更大的市场风险和电价不确定性。

电价波动加剧：

市场化交易意味着电价将受到市场供需关系的影响，波动更加剧烈。对于光伏项目来说，这种电价波动增加了其经营的不确定性和风险。

项目收益率大幅下降：

由于电价的大幅下降，光伏项目的收益率也随之下滑。许多项目在开发建设并网后，发现实际收益远低于预期，导致项目面临严重亏损。

投资商面临困境：

对于央企等投资商来说，由于项目收益率不达标，他们面临无法过会、不得不放弃或降价收购的困境。这不仅损害了投资商的利益，也影响了光伏行业的整体发展。

供需失衡：

光伏产业链上下游产能大幅扩张，导致市场出现阶段性供大于求的局面。这种供需失衡进一步加剧了光伏产品价格的下跌和项目的亏损。

成本倒挂：

部分光伏企业的销售价格已经低于生产成本，导致出现成本倒挂现象。这使得企业在销售产品时不仅无法盈利，反而可能面临亏损。

分时电价政策的实施、新能源全面融入市场化交易体系以及电价结构的动态调整等多重因素交织作用，为光伏项目在开发建设至并网运营的全周期中带来了前所未有的经济挑战，光伏企业亟需通过加强技术创新与研发投入，不断提升光伏组件的转换效率与耐用性，降低单位发电成本，增强市场竞争力。同时，探索新技术、新材料的应用，以期在制造、安装及运维等各环节实现成本节约与效率提升。通过市场分析与研究、优化运营管理、加强与政府、电网企业、金融机构等各方合作等方式，应对市场变化与挑战，促进光伏项目在复杂市场环境中实现稳健运营与盈利增长。