4月7日，網(wǎng)絡(luò)媒體發(fā)布國家發(fā)改委《關(guān)于2021年新能源上網(wǎng)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知（征求意見稿）》。主要明確了兩大事項(xiàng)：一是重申去補(bǔ)貼的進(jìn)程，二是明確新增項(xiàng)目的電價(jià)體系。

 

　　如果說全面去補(bǔ)貼已在意料之內(nèi)，那么新項(xiàng)目的電價(jià)制度則不在情理之中。不僅指導(dǎo)價(jià)低于火電基準(zhǔn)價(jià)、超過保障小時(shí)數(shù)/合理利用小時(shí)數(shù)的部分還均需參與交易。

 

　　作為平價(jià)首年和十四五開局之年，2021年的電價(jià)政策將對未來具有定調(diào)意義。

 

　　逐步高比例接入風(fēng)電光伏項(xiàng)目是確保3060目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的重要途徑，讓項(xiàng)目投資滿足基本收益率、制造業(yè)維持適當(dāng)毛利率，是促進(jìn)新能源行業(yè)自力更生、發(fā)展壯大的基礎(chǔ)。

 

　　經(jīng)過了20多年的發(fā)展，風(fēng)光行業(yè)確實(shí)日趨成熟。政策導(dǎo)向即使不再提供補(bǔ)貼拐杖，也不應(yīng)該急速降電價(jià)打折一條腿。

 

　　電價(jià)向何處去，還值得監(jiān)管機(jī)構(gòu)和行業(yè)共同探討、慎重決策。

 

 

　　全面去補(bǔ)貼后，行業(yè)迎來的不是20年平價(jià)PPA，而是低價(jià)交易+儲(chǔ)能。

 

　　結(jié)合前期的建設(shè)方案征求意見稿和本次的電價(jià)征求意見稿，今年新增的項(xiàng)目將分為兩類，保障性并網(wǎng)和市場化并網(wǎng)。

 

 

　　兩類項(xiàng)目的共同點(diǎn)在于消納方式。均只有保障小時(shí)數(shù)（或折算年均合理利用小時(shí)數(shù)）部分采用固定電價(jià)，超額部分需參與市場化交易。差別在于是否必須配置儲(chǔ)能以及保障部分的電價(jià)水平。由于市場化并網(wǎng)項(xiàng)目直接執(zhí)行指導(dǎo)價(jià)，而保障性并網(wǎng)項(xiàng)目電價(jià)需要采取競爭性配置，電價(jià)很可能反而更低。

 

　　通過分析可知，本次的電價(jià)政策存在諸多值得討論的地方，看上去更優(yōu)先的保障性并網(wǎng)反而可能是風(fēng)險(xiǎn)性更大、投資回報(bào)更低的方式。

 

 

　　政策應(yīng)該存在傾向，以方便利益相關(guān)者明確鼓勵(lì)方向、研判未來趨勢。作為落實(shí)非水電消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增裝機(jī)，理論上保障性并網(wǎng)項(xiàng)目應(yīng)該比市場化并網(wǎng)項(xiàng)目在某些方面享有一定程度的優(yōu)先權(quán)，才能體現(xiàn)出來項(xiàng)目分類的級(jí)次和意義。比如，更便利的并網(wǎng)消納條件、更好的電價(jià)保障等，但目前的電價(jià)政策看不出這樣的傾向。

 

　　如不考慮限電差異，同等資源建設(shè)條件下，保障性并網(wǎng)項(xiàng)目屬于“低投資（無需配儲(chǔ)能）、低電價(jià)（需競價(jià)）”；市場化并網(wǎng)項(xiàng)目屬于“高投資（自配儲(chǔ)能）、高電價(jià)（無需競價(jià)）”。在兩類項(xiàng)目新增規(guī)模不受顯著約束，投資人要做的不是排序題而是選擇題。

 

　　對于一個(gè)典型項(xiàng)目來說，0.01元/kwh的電價(jià)變化和0.2元/w的造價(jià)變化對項(xiàng)目IRR影響等效。在其他條件不變的情況下，如果保障性并網(wǎng)項(xiàng)目競爭性配置電價(jià)降幅超過0.01元/kwh，而市場化并網(wǎng)項(xiàng)目配置一定比例儲(chǔ)能對總投資影響低于0.2元/w，投資人應(yīng)該選擇市場化并網(wǎng)方式，反之亦然。

 

　　此外，過去兩年儲(chǔ)能價(jià)格已經(jīng)能呈現(xiàn)快速下降趨勢，由于風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)期為9-12個(gè)月，考慮到未來儲(chǔ)能電池繼續(xù)下降的可能性，市場化并網(wǎng)項(xiàng)目成為最佳選擇的概率進(jìn)一步上升。

 

　　但這顯然不是政策意圖。回顧建設(shè)方案征求意見稿，關(guān)于存量路條并網(wǎng)保電價(jià)均描述為，“……在2021年底前并網(wǎng)的均直接納入2021年保障性并網(wǎng)規(guī)模。否則不再納入后續(xù)年度保障性并網(wǎng)規(guī)模。”是在鼓勵(lì)投資人盡早并網(wǎng)、鎖定保障性并網(wǎng)項(xiàng)目額度。對于投資人來說，保障性并網(wǎng)的優(yōu)勢何在，還需進(jìn)一步闡明。

 

 

　　相比市場化并網(wǎng)項(xiàng)目來說，保障性項(xiàng)目的風(fēng)險(xiǎn)性還來自于儲(chǔ)能和限電的不確定性。

 

　　雖然發(fā)改委在電價(jià)征求意見稿中要求保障性并網(wǎng)項(xiàng)目無需配儲(chǔ)能，但目前各地公布的建設(shè)方案征求意見稿并沒有對其分而治之。大多數(shù)省份整齊劃一地抄作業(yè)，要求新增項(xiàng)目全部按比例配置儲(chǔ)能，部分地區(qū)甚至要求存量項(xiàng)目也要在1年之內(nèi)加裝儲(chǔ)能。

 

　　需要反復(fù)強(qiáng)調(diào)的是，儲(chǔ)能并不創(chuàng)造需求，只是能量時(shí)移。如果一個(gè)地區(qū)電力需求總量不足，首先應(yīng)該考慮加速火電退役、減少新增裝機(jī)等途徑；只有在電力供需總量匹配、峰谷之間存在供需偏差時(shí)，儲(chǔ)能才是可選方案；而且從經(jīng)濟(jì)性上出發(fā)，應(yīng)該優(yōu)先選擇通過儲(chǔ)能改善存量項(xiàng)目限電水平和發(fā)電量，畢竟三北大部分地區(qū)新能源是存在限電的，最后一步才是新增裝機(jī)。

 

　　但目前的政策略過了所有中間環(huán)節(jié)，直接跳到最后一步。如果未來區(qū)域出現(xiàn)限電，是否會(huì)優(yōu)先限制市場化并網(wǎng)項(xiàng)目出力？使得保障性并網(wǎng)項(xiàng)目能夠應(yīng)發(fā)盡發(fā)？到目前為止，也沒有看到區(qū)別對待的政策。從電網(wǎng)調(diào)度經(jīng)驗(yàn)來看，事實(shí)上往往對電廠進(jìn)行無差別管理。

 

　　如果政策沒有做好銜接，保障性并網(wǎng)項(xiàng)目將會(huì)是受傷最深的主體，賠了電價(jià)又折兵。

 

 

　　從標(biāo)桿到平價(jià)，新能源項(xiàng)目電價(jià)被快速砍掉一半甚至更多，但在全球生產(chǎn)要素價(jià)格普遍上漲和規(guī)模效應(yīng)遇到瓶頸的背景下，項(xiàng)目造價(jià)很難在一兩年實(shí)現(xiàn)相同幅度的下降。為此，新增項(xiàng)目會(huì)回歸三北地區(qū)風(fēng)光資源良好的地區(qū)，以求通過更高的發(fā)電量來實(shí)現(xiàn)降低度電成本、滿足投資回報(bào)基本要求的目標(biāo)。

 

　　但是，基于最新的電價(jià)政策，無論保障性并網(wǎng)項(xiàng)目還是市場化并網(wǎng)項(xiàng)目，超過保障小時(shí)數(shù)或年均合理利用小時(shí)數(shù)部分均需參與市場化交易，導(dǎo)致追求發(fā)電量提升的效果邊際遞減，發(fā)電小時(shí)越高，平均度電電價(jià)越低。

 

 

　　圖1 超額電量超預(yù)交易對項(xiàng)目IRR影響分析【假設(shè)保障小時(shí)數(shù)為1800,基準(zhǔn)價(jià)0.3元/kwh,交易電價(jià)0.25元/kwh】

 

　　從投資角度來說，要提升投資回報(bào)，增發(fā)電量遠(yuǎn)不如降低造價(jià)重要；追求度電成本最低，也不如每瓦造價(jià)最低來得現(xiàn)實(shí)。發(fā)電量與資源品質(zhì)無關(guān)，在造價(jià)最低的情況下，將風(fēng)電發(fā)電小時(shí)控制在1800-2000小時(shí)左右、光伏發(fā)電小時(shí)數(shù)控制在1000-1300小時(shí)左右，可能是最佳解決方案。受此影響，設(shè)備選型也會(huì)降低品質(zhì)要求，考慮減配和減壽，客觀上是對資源的浪費(fèi)，同時(shí)起到鼓勵(lì)后進(jìn)的效果、并不利于技術(shù)進(jìn)步。

 

　　而從可行性上來說，除了三北地區(qū)外，目前大多數(shù)中東部地區(qū)電力交易進(jìn)度和成熟度、穩(wěn)定度晚于電價(jià)征求意見稿的要求，尚未也無需在短期內(nèi)將新能源納入市場化交易范圍。強(qiáng)制推行新能源參與市場化交易，只會(huì)增加電網(wǎng)、電力交易中心的執(zhí)行障礙，讓新能源項(xiàng)目承受不必要的損失。

 

　　問題4：脫鉤火電，加大預(yù)測難度

 

　　作為長期資產(chǎn)，風(fēng)電光伏項(xiàng)目在投資決策時(shí)點(diǎn)需要對未來20年電價(jià)進(jìn)行預(yù)測。這不僅影響投資回報(bào)，也會(huì)影響項(xiàng)目貸款的可獲得性和融資比例。標(biāo)桿電價(jià)時(shí)代電價(jià)相對確定，對于平價(jià)項(xiàng)目來說，最佳選擇應(yīng)該是全部電量簽署20年固定電價(jià)購電合同，但至今沒有進(jìn)展。

 

　　根據(jù)國網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，我國在運(yùn)火電機(jī)組平均投運(yùn)年限在11-12年左右，以30年壽命來反算，至少在2035年之前火電都是主力電源之一，也是電力市場主要的報(bào)量報(bào)價(jià)主體。此外，由于火電成本具有剛性，在低碳環(huán)保的要求下未來實(shí)際運(yùn)營成本不會(huì)下降，為此火電基準(zhǔn)價(jià)應(yīng)該相對穩(wěn)定。對于新能源來說，將保障電量部分電價(jià)錨定火電基準(zhǔn)價(jià)、交易部分電價(jià)錨定火電成本價(jià)是進(jìn)行中長期電價(jià)預(yù)測的可行方式。

 

　　但根據(jù)當(dāng)前的電價(jià)政策征求意見稿，各省指導(dǎo)價(jià)是統(tǒng)籌考慮燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)和市場交易平均價(jià)而定，相當(dāng)于保障小時(shí)部分電量已經(jīng)貢獻(xiàn)了交易價(jià)差，超額部分繼續(xù)參與交易則是打折一條腿之后的折上折，與火電基準(zhǔn)價(jià)脫鉤的指導(dǎo)價(jià)走勢將更難預(yù)測，或者說接近市場交易電價(jià)均值。未來新能源項(xiàng)目參與市場化交易時(shí)也應(yīng)該妥善報(bào)價(jià)，防止價(jià)格過低，未能反映發(fā)電成本。

 

圖2 各省新能源指導(dǎo)價(jià)與火電基準(zhǔn)價(jià)【元/kwh】

 

　　從標(biāo)桿到平價(jià)，傳說中的非技術(shù)成本沒了，但強(qiáng)配儲(chǔ)能和電價(jià)折上折來了。

 

　　3060目標(biāo)提出后，關(guān)注和進(jìn)入風(fēng)電光伏行業(yè)的企業(yè)越來越多，但另一方面，在補(bǔ)貼拖欠、電改加持的背景下，無論是制造端還是運(yùn)營端，整體盈利能力和現(xiàn)金流捉襟見肘。如何讓運(yùn)營商實(shí)現(xiàn)基本收益率要求、具有持續(xù)投資能力；讓制造業(yè)維持適當(dāng)毛利率、抱有技術(shù)創(chuàng)新動(dòng)力，是行業(yè)發(fā)展壯大的基礎(chǔ)，也是政策制定的前提。