本文统计了山西省1~8月份5.5GW光伏项目EPC定标的情况(详细名单参考附件)，其中：
3228MW属于2021年保障性并网规模名单中项目;
500MW属于第一批大基地名单中项目;
1760MW属于其他类型项目。
对上述项目进行分析发现
一、山西省2022年EPC平均造价水平：3.97元/W
本文统计了位于山西省的、2022年完成定标的、2.5GW地面光伏电站的EPC中标价格，价格分布如下图所示，平均中标价格为3.97元/W。如果考虑土地、送出以及其他非技术成本，预期山西省平均的光伏项目总造价将达到4.5元/W。
图：部分山西地面光伏电站EPC中标价格
从上图可以看出，个别项目的中标价格接近5元/W，主要原因是配置了一部分储能。根据竞争性配置要求，山西省资源好的地区要配置10%以上的储能。根据竞争性配置结果，4个地级市的项目，配置了10~15%的储能，这在一定程度上增加了光伏项目的成本。
二、山西省2022年光伏项目收益较差
1、山西省光伏发电小时数
国家能源局刚刚公布的《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价结果》显示，山西资源最好的大同、朔州、忻州三地，2020年、2021年平均的发电小时数分别为1470小时、1424小时;平均约为1450小时。
虽然其他资源较差的地区，发电小时数肯定要更低一些。然而，在全国范围来看，山西仍然是太阳能资源水平好的地区。
2、山西省光伏项目参与电力市场化交易压力大
作为电力交易试点地区，山西省新能源项目的上网电价是让投资企业心里最没底的因素。
山西省煤电基准价为0.332元/kWh。然而，并不是所有的电力都要能拿到这个价格，保障小时数之外的电量，要参与市场化交易。
2019年12月20日，山西能源局曾发布《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》，提出：风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时，除执行基准电价之外的电量全部参与市场化交易。
也就是说，光伏项目即使发出1450小时，仅有900小时可以执行0.332元/kWh的上网电价，其他的550小时，均要参与市场化交易。
由于出力不稳定，光伏项目在现货市场中很难获得较好的收益。另外，新能源的绿色价值也难以体现。
根据公众号“锦宏能源”介绍，3月4日的电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时左右处于0电价，相当于“白送”!
2022年3月4日11时13分，山西新能源发电出力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。
另一方面，对于现货合同来说，不但要在电量上履约，而且要在电力上履约，需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则，就要接受相应的偏差考核。以山西电力现货市场建设试点为例，它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分，按照标杆电价计算超额收益并回收。“新能源超额回收费用巨大，山西的一座5万千瓦的风电场，一个月可能被罚80万元。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。
在4.5元/W的造价下，900小时的保障小时数，山西省光伏项目盈利面临着巨大压力。
三、山西省保障性并网项目完成率或不足50%!
2021年，山西省共下发了11.41GW光伏项目名单，包括：
1、保障性并网项目：9.71GW
2021年9月25日，山西省能源局下发11.2GW的保障性并网项目，包含9.71GW光伏项目、1.49GW风电项目;并要求这些光伏项目在2022年6月30日前并网。项目名单详见《山西公布11.2GW保障性规模名单》
2、新能源大基地项目：1.7GW
2021年10月22日，山西省能源局下发2021年第一批大型风电光伏基地项目名单，包含1.7GW光伏项目、0.3GW风电项目;项目名单详见《山西首批2GW大型风光基地项目公示》。
然而，上述项目进展并不顺利。根据国家能源局统计数据，截止2022年6月30日，山西省新增地面电站并网仅新增319MW!
相当于保障性并网规模完成率不足3.5%!
因此，山西省能源局在6月23日下发的《关于进一步加快推进风电光伏发电项目建设的通知》中提到：受疫情、土地政策调整等因素的影响，大部分项目建设进度未达预期目标，考虑项目建设实际情况，将保障性并网光伏项目并网时限由2022年6月30日延长至2022年9月30日。
至少要在8月底前开工，才能实现9月底并网。考虑到一些已经开动、但未跟踪到的项目，预期山西省2021年保障性并网项目的完成率，将不足50%。
同时，为圆满完成国家下达我省的非水可再生能源消纳责任权重，今年山西省新能源装机规模新增1000万千瓦。
离年底还有4个月，如果当前开工的5.5GW地面光伏项目全部并网，再考虑到分布式光伏项目、风电项目，预期基本能达到山西省能源局10GW的目标。然而，已经开工、预期年底前并网的项目，项目将面临巨大的盈利压力!
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2022年1~8月，山西省完成EPC定标项目名单
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