在《光伏電價不足0.2元/度，投資考核被判“死刑”：山西電力現貨交易一周年考》一文之后，一家民營開發企業調整了山西的光伏電站項目的開發策略，“盡快轉讓項目，甚至不惜以路條的形式出售，瞄準在山西未持有存量電站的業主”，未雨綢繆，在電力現貨交易之下，山西平價光伏項目的投資價值正被重新評估，而作為開發方的民營企業對于市場的動向更為敏感。

另外一家在山西開發光伏電站的EPC企業也告訴光伏們，內部正在評估山西項目開發的風險程度，“未來，山西這種趨勢是不是會全面延伸至全國范圍內?”，這是EPC企業的擔憂之一，“我們做項目一直秉持著長期持續的理念，行業做了這么多年了，也不是為了賺一點快錢，還是希望能夠平穩的往前推進”。

2021年10月22日，山西省迎來了新能源平價之后的第一次指標發放。在非水目標的指引下，山西能源局一口氣下發了將近18GW的風光保障性并網年度建設計劃，其中保障性規模11.2GW，還有700MW獎勵規模以及備選的5.892GW項目。這對于深耕山西新能源開發市場的企業來說，無疑是一份大禮。

但是截至目前，山西并網的光伏平價項目寥寥無幾。在此背景下，2022年6月，山西省能源局印發《關于進一步加快推進風電光伏發電項目建設的通知》要求各市能源局按照項目建設進度、預計并網時間對項目進行大排序。文件表示，今年以來，受疫情、土地政策調整等因素的影響，大部分2021年保障性并網光伏項目建設進度未達預期目標，考慮項目建設實際情況，將保障性并網光伏項目并網時限延長至2022年9月30日。

據山西市場某資深開發人士羽芒(化名)介紹，組件價格一直位居高位是山西平價項目推進困難的主要原因之一，此外還有土地以及0.5-0.6元/瓦的接入費用帶來的成本核算問題。“對于國有企業來說，目前項目推進的焦點大多仍集中在組件價格、土地、消納等方面，現貨交易的風險還不在他們考慮的范圍內，但對于項目開發企業，電價變化是壓縮利潤最大的不確定性”，羽芒解釋道。

“誰運營誰知道”，對于在山西沒有持有存量光伏電站的投資商來說，山西平價項目仍然是競爭激烈的香餑餑。盡管現貨交易電價已然浮出水面，但仍未撼動各企業對于山西市場的開發熱情，“山西平價光伏項目暫時未參與現貨交易，投資商還感受不到電價對于項目收益的影響，大部分企業還是按照0.332元/千瓦時的基準電價進行收益率測算”，羽芒補充道。

“所以，山西市場的競爭仍然激烈，今年新開發的項目大部分都要放到明后年建設投產，2元/瓦的組件價格是晉北項目能接受的上限，太原以南地區早就做不動了。但是對于央企省級分公司來說，無論是否開工，拿到指標就能完成KPI考核，至于后續是否開工建設那就是集團層面的任務了。”

但對于已經在山西持有存量項目的企業來說，參與現貨交易帶來的“代價”實在太大。此前，在光伏們的采訪中，一位熟悉山西電力交易制度的資深人士認為，隨著山西平價項目的快速上量，參與現貨市場交易只是時間問題，“進入市場之后，新能源其實并沒有什么話語權，交易規則也決定了新能源的電價會大幅下降”。

“從目前的形勢來看，實際上帶補貼的新能源項目通過現貨交易將利潤讓渡給火電企業，火電企業參與中長期的電價在0.398元/千瓦時，相比于基準電價0.332元/千瓦時差不多上漲了20%左右，充分調動了火電企業發電的動力，山西還有部分新增火電廠也擴產的很積極”，羽芒進一步補充道。

新能源進入平價之后，電價已經成為項目投資測算最為敏感的邊界之一，以山西1300-1600小時的利用小時數，0.2元/千瓦時的電價顯然不足以支撐光伏電站的投資測算。但作為現貨交易試點的正面典型，山西已然“騎虎難下”，在這一規則下，山西的新能源投資乏力將很快凸顯。