4月7日，網絡媒體發布國家發改委《關于2021年新能源上網電價政策有關事項的通知（征求意見稿）》。主要明確了兩大事項：一是重申去補貼的進程，二是明確新增項目的電價體系。

 

　　如果說全面去補貼已在意料之內，那么新項目的電價制度則不在情理之中。不僅指導價低于火電基準價、超過保障小時數/合理利用小時數的部分還均需參與交易。

 

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

 

　　逐步高比例接入風電光伏項目是確保3060目標實現的重要途徑，讓項目投資滿足基本收益率、制造業維持適當毛利率，是促進新能源行業自力更生、發展壯大的基礎。

 

　　經過了20多年的發展，風光行業確實日趨成熟。政策導向即使不再提供補貼拐杖，也不應該急速降電價打折一條腿。

 

　　電價向何處去，還值得監管機構和行業共同探討、慎重決策。

 

 

　　全面去補貼后，行業迎來的不是20年平價PPA，而是低價交易+儲能。

 

　　結合前期的建設方案征求意見稿和本次的電價征求意見稿，今年新增的項目將分為兩類，保障性并網和市場化并網。

 

 

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

 

　　通過分析可知，本次的電價政策存在諸多值得討論的地方，看上去更優先的保障性并網反而可能是風險性更大、投資回報更低的方式。

 

 

　　政策應該存在傾向，以方便利益相關者明確鼓勵方向、研判未來趨勢。作為落實非水電消納責任權重所必需的新增裝機，理論上保障性并網項目應該比市場化并網項目在某些方面享有一定程度的優先權，才能體現出來項目分類的級次和意義。比如，更便利的并網消納條件、更好的電價保障等，但目前的電價政策看不出這樣的傾向。

 

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

 

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

 

　　此外，過去兩年儲能價格已經能呈現快速下降趨勢，由于風電項目建設期為9-12個月，考慮到未來儲能電池繼續下降的可能性，市場化并網項目成為最佳選擇的概率進一步上升。

 

　　但這顯然不是政策意圖。回顧建設方案征求意見稿，關于存量路條并網保電價均描述為，“……在2021年底前并網的均直接納入2021年保障性并網規模。否則不再納入后續年度保障性并網規模。”是在鼓勵投資人盡早并網、鎖定保障性并網項目額度。對于投資人來說，保障性并網的優勢何在，還需進一步闡明。

 

 

　　相比市場化并網項目來說，保障性項目的風險性還來自于儲能和限電的不確定性。

 

　　雖然發改委在電價征求意見稿中要求保障性并網項目無需配儲能，但目前各地公布的建設方案征求意見稿并沒有對其分而治之。大多數省份整齊劃一地抄作業，要求新增項目全部按比例配置儲能，部分地區甚至要求存量項目也要在1年之內加裝儲能。

 

　　需要反復強調的是，儲能并不創造需求，只是能量時移。如果一個地區電力需求總量不足，首先應該考慮加速火電退役、減少新增裝機等途徑；只有在電力供需總量匹配、峰谷之間存在供需偏差時，儲能才是可選方案；而且從經濟性上出發，應該優先選擇通過儲能改善存量項目限電水平和發電量，畢竟三北大部分地區新能源是存在限電的，最后一步才是新增裝機。

 

　　但目前的政策略過了所有中間環節，直接跳到最后一步。如果未來區域出現限電，是否會優先限制市場化并網項目出力？使得保障性并網項目能夠應發盡發？到目前為止，也沒有看到區別對待的政策。從電網調度經驗來看，事實上往往對電廠進行無差別管理。

 

　　如果政策沒有做好銜接，保障性并網項目將會是受傷最深的主體，賠了電價又折兵。

 

 

　　從標桿到平價，新能源項目電價被快速砍掉一半甚至更多，但在全球生產要素價格普遍上漲和規模效應遇到瓶頸的背景下，項目造價很難在一兩年實現相同幅度的下降。為此，新增項目會回歸三北地區風光資源良好的地區，以求通過更高的發電量來實現降低度電成本、滿足投資回報基本要求的目標。

 

　　但是，基于最新的電價政策，無論保障性并網項目還是市場化并網項目，超過保障小時數或年均合理利用小時數部分均需參與市場化交易，導致追求發電量提升的效果邊際遞減，發電小時越高，平均度電電價越低。

 

 

　　圖1 超額電量超預交易對項目IRR影響分析【假設保障小時數為1800,基準價0.3元/kwh,交易電價0.25元/kwh】

 

　　從投資角度來說，要提升投資回報，增發電量遠不如降低造價重要；追求度電成本最低，也不如每瓦造價最低來得現實。發電量與資源品質無關，在造價最低的情況下，將風電發電小時控制在1800-2000小時左右、光伏發電小時數控制在1000-1300小時左右，可能是最佳解決方案。受此影響，設備選型也會降低品質要求，考慮減配和減壽，客觀上是對資源的浪費，同時起到鼓勵后進的效果、并不利于技術進步。

 

　　而從可行性上來說，除了三北地區外，目前大多數中東部地區電力交易進度和成熟度、穩定度晚于電價征求意見稿的要求，尚未也無需在短期內將新能源納入市場化交易范圍。強制推行新能源參與市場化交易，只會增加電網、電力交易中心的執行障礙，讓新能源項目承受不必要的損失。

 

　　問題4：脫鉤火電，加大預測難度

 

　　作為長期資產，風電光伏項目在投資決策時點需要對未來20年電價進行預測。這不僅影響投資回報，也會影響項目貸款的可獲得性和融資比例。標桿電價時代電價相對確定，對于平價項目來說，最佳選擇應該是全部電量簽署20年固定電價購電合同，但至今沒有進展。

 

　　根據國網統計，我國在運火電機組平均投運年限在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量報價主體。此外，由于火電成本具有剛性，在低碳環保的要求下未來實際運營成本不會下降，為此火電基準價應該相對穩定。對于新能源來說，將保障電量部分電價錨定火電基準價、交易部分電價錨定火電成本價是進行中長期電價預測的可行方式。

 

　　但根據當前的電價政策征求意見稿，各省指導價是統籌考慮燃煤發電基準價和市場交易平均價而定，相當于保障小時部分電量已經貢獻了交易價差，超額部分繼續參與交易則是打折一條腿之后的折上折，與火電基準價脫鉤的指導價走勢將更難預測，或者說接近市場交易電價均值。未來新能源項目參與市場化交易時也應該妥善報價，防止價格過低，未能反映發電成本。

 

圖2 各省新能源指導價與火電基準價【元/kwh】

 

　　從標桿到平價，傳說中的非技術成本沒了，但強配儲能和電價折上折來了。

 

　　3060目標提出后，關注和進入風電光伏行業的企業越來越多，但另一方面，在補貼拖欠、電改加持的背景下，無論是制造端還是運營端，整體盈利能力和現金流捉襟見肘。如何讓運營商實現基本收益率要求、具有持續投資能力；讓制造業維持適當毛利率、抱有技術創新動力，是行業發展壯大的基礎，也是政策制定的前提。