2016年5月30日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)：特急《關(guān)于完善光伏發(fā)電規(guī)模管理和實行競爭方式配置項目的指導(dǎo)意見》。而在2015年12月，國家能源局就出臺了征求意見稿。

正式稿中與征求意見稿中，規(guī)模指標分配辦法差別不大。下文是之前針對征求意見稿的一些看法。如今，國家剛剛出臺“保障小時數(shù)”，爭取解決限電問題，其他情況并未發(fā)生大的變化。因此，再拿出來與大家分享一下。

一、前言

對于光伏電站投資者而言，“路條”是稀缺資源。為了拿到建設(shè)規(guī)模指標，在前期項目備案過程中產(chǎn)生了各種亂象：

倒賣路條;

指標拍賣;

強迫用本地設(shè)備;

給當?shù)嘏涮淄顿Y;

…

這些無一不增加了投資商的投資成本，影響光伏行業(yè)的健康發(fā)展。

面對這些亂象，國家能源局出臺了《關(guān)于完善太陽能發(fā)電規(guī)模管理和實行競爭方式配置項目的指導(dǎo)意見(征求意見稿)》(以下簡稱“征求意見稿”)，希望對光伏前期的指標分配進行更加規(guī)范的管理，并已經(jīng)征求了多輪意見。

對于“征求意見稿”的出臺，筆者十分贊成!然而，在具體競爭條件的落實過程中，也有一些擔(dān)憂：

1、在“可再生能源限電”、“補貼拖欠”這兩個問題未解決之前，如何形成“競爭性上網(wǎng)電價”?

2、隨著該辦法的落實，光伏電站投資會不會產(chǎn)生“國進民退”的現(xiàn)象?

二、征求意見稿中指標配置方式介紹

征求意見稿中提出，未來的光伏項目將分成三類進行規(guī)模指標的配置，如下表所示。

表1：未來光伏項目規(guī)模指標的配置方式

后兩者的規(guī)模最大，都要采取競爭性配置的方式。即，根據(jù)省發(fā)改委提前提交的《光伏項目競爭性配置方法》、《基地光伏項目競爭性配置方法》，進行規(guī)模指標的分配。

根據(jù)征求意見稿，這兩個配置辦法的具體內(nèi)容由各省發(fā)改委確定，但國家發(fā)改委給出了配置辦法中“應(yīng)當”和“不應(yīng)當”包含的內(nèi)容，如表2所示。

表2：征求意見稿對配置辦法中的規(guī)定

表2中“不應(yīng)當包含的內(nèi)容”，加大了市場公平競爭，降低了企業(yè)的開發(fā)成本，大部分企業(yè)肯定會強烈贊成，就不贅述。

那表2中“應(yīng)當包含的內(nèi)容”，將對企業(yè)未來投資光伏項目造成什么影響?

三、競爭性電價對于光伏項目的影響

表2中6個條件中，“上網(wǎng)電價”應(yīng)該是對項目投資決策影響最大的一個。

1 未來標桿電價下降是大概率事件

無獨有偶，2015年12月22日國家發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于完善陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知(發(fā)改價格[2015]3044號)》中也提出：

“鼓勵各地通過招標等市場競爭方式確定陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源業(yè)主和上網(wǎng)電價，但通過競爭方式形成的上網(wǎng)電價不得高于國家規(guī)定的同類陸上風(fēng)電、光伏發(fā)電項目當?shù)厣暇W(wǎng)標桿電價水平。”

“為使投資收益明確，陸上風(fēng)電一并確定2016年和2018年標桿電價;光伏發(fā)電先確定2016年標桿電價，2017年以后的價格另行確定。”

鼓勵企業(yè)在合理范圍內(nèi)競爭低電價，有利于節(jié)省國家補貼，使相同的補貼資金可以補貼更多的項目;也有利于緩解我國補貼不足的局面。

同時，即使2016年不競電價，2017年光伏三類電價區(qū)的標桿電價進一步下降是大概率事件。與其等著2017年更低的電價，還不如在2016年競電價。

2 標桿電價下降的影響

標桿電價下調(diào)對項目的收益究竟有多大影響?對不同電價水平時項目的融資前稅前內(nèi)部收益率計算結(jié)果如圖1所示。

圖1：標桿電價下降對項目內(nèi)部收益率的影響估算

從上圖可以看出，在相同的峰值小時數(shù)下，電價下降5分錢，收益率下降0.7%~1.4%之間，峰值小時數(shù)越高、電價越高，電價影響越大(三類電價區(qū)影響更大一些)。

如果目前標桿電價下，項目的收益比較高，標桿電價還是有下降空間的。圖2為現(xiàn)有標桿電價下，在不限電的情況下，不同投資水平、不同峰值小時數(shù)時三類電價區(qū)的項目融資前稅前內(nèi)部收益率估算。

圖2：不同投資水平、不同峰值小時數(shù)項目內(nèi)部收益率的估算(不限電)

說明：橫軸為項目的峰值小時數(shù)，縱軸為項目的融資前稅前內(nèi)部收益率

從上圖可以看出，按照8000元/kW的全投資水平，各電價區(qū)的部分區(qū)域的電價，都有一定的下降空間。尤其是一類地區(qū)，還有一個比較大的下降空間。

必須強調(diào)的是，上述計算的結(jié)果，是在發(fā)電量可預(yù)測(不限電)、資金流可預(yù)測(電費不拖欠)的財務(wù)模型下計算而來的;如果考慮“限電”、“補貼拖欠”，結(jié)論將完全變化。

如果按照圖2中的理想模型，光伏項目電價有下降空間，那投資商如何來計算競爭電價?一般情況下，投資者對項目的收益率都有要求(如，資本金IRR>12%);項目的投資、運營成本(資金流出)是可以通過概算獲得，發(fā)電量可以通過資源數(shù)據(jù)計算獲得，因此可以推算出達到預(yù)期收益的電價。如下圖所示。

因此，要獲得反算電價，其他各因素都應(yīng)該是可預(yù)測的。如果發(fā)生限電，則發(fā)電量不可預(yù)測;如果發(fā)生補貼拖欠，則資金流入時間不可預(yù)測，影響財務(wù)費用。因此，需要分析一下“限電”、“補貼拖欠”的發(fā)生風(fēng)險，以及它們會對項目收益產(chǎn)生什么影響?

四、限電對于光伏項目的影響

2015年光伏項目限電情況

根據(jù)國家氣象局發(fā)布的報告：

2015年全國平均的固定式最佳傾角峰值小時數(shù)全國平均值為1710.2h(包含重慶等資源最差區(qū)域)。按照80%的系統(tǒng)效率考慮，年滿發(fā)小時數(shù)為1368.2h，考慮平均衰減5年(我國光伏項目主要在2010年后大規(guī)模上馬)，滿發(fā)小時數(shù)約為1300h。由于我國資源最好的西北部光伏電站裝機比例占到58%，因此1300h應(yīng)該是一個保守的數(shù)值。

與之鮮明對比的是：

國家發(fā)改委公布2015年全國光伏電站的平均利用小時數(shù)為1133h，比1300h低了13%(國家發(fā)改委2015年9月公布的全國限電數(shù)據(jù)為10%，冬季限電更高)。

2016年電力供需比例加大，限電可能加劇

那2016年的限電情況會有所緩解嗎?下表為2010~2015年全社會用電量情況。

表3：2010~2015年的全社會用電量情況

由上表可以看出，由于節(jié)能降耗將是未來的發(fā)展方向，中央對各省都有節(jié)能要求;全社會經(jīng)濟發(fā)展速度放緩等原因，我國電力消費的增速逐年放緩。專家預(yù)計，我國的能源消費預(yù)計在2025~2030年達到峰值。

與之對應(yīng)的是，電力裝機量快速增加!2015年全國累計裝機150673萬kW，同比增長10.4%。用電量和裝機量增速一個放緩、一個快速增加，結(jié)果必然是機組的利用小時數(shù)下降。根據(jù)中電聯(lián)的數(shù)據(jù)，2015年全國火電利用小時數(shù)3916h，同比下降355h(下降9.1%);風(fēng)電利用小時數(shù)為1611h，同比下降74h(下降4.6%)。

風(fēng)電等可再生能源的限電問題得到社會的廣泛關(guān)注，其實在競爭上網(wǎng)電量的角逐中，火電也損失慘重。

根據(jù)中電聯(lián)2016年2月23日發(fā)布的《2016年度全國電力供需形勢分析預(yù)測報告》：2016年，宏觀經(jīng)濟增速總體將呈現(xiàn)穩(wěn)中緩降態(tài)勢，在考慮常年氣溫水平的情況下，預(yù)計2016年全社會用電量同比增長1%-2%;預(yù)計全年新增發(fā)電裝機1億kW左右，年底全國發(fā)電裝機達到16.1億千瓦、同比增長6.5%左右。可見，2016年電力的供需比例將進一步拉大，限電局面很難短時間緩解。

下表為“光伏們”報道的蒙西電網(wǎng)2015、2016年同期棄光小時數(shù)對比。

表4：蒙西電網(wǎng)2015、2016年同期棄光小時數(shù)對比

由上表可以看出，蒙西電網(wǎng)2016年1~2月的棄光小時數(shù)是2015年的2倍。另據(jù)了解，今年一季度，寧夏棄光67%，新疆、甘肅也都達到50%以上。

國家解決限電的措施近期內(nèi)難見成效

為了解決可再生能源的限電問題，2016年3月24日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》(以下簡稱“管理辦法”)，它能給可再生能源電力消納以保障嗎?我們來做個類比。

2009年底《可再生能源法》頒布后，2010~2015年期間，我國僅棄風(fēng)造成的電量損失達998億kWh!具有法律效力的政策尚無法解決限電的問題，一個僅為“部門規(guī)章”的全額保障性收購管理辦法，未來表現(xiàn)可能也是心有余而力不足。

另一方面，管理辦法將可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分。

“保障性收購電量部分通過優(yōu)先安排年度發(fā)電計劃、與電網(wǎng)公司簽訂優(yōu)先發(fā)電合同保障全額按標桿上網(wǎng)電價收購;

市場交易電量部分由可再生能源發(fā)電企業(yè)通過參與市場競爭方式獲得發(fā)電合同，電網(wǎng)企業(yè)按照優(yōu)先調(diào)度原則執(zhí)行發(fā)電合同”

“根據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況和可再生能源裝機投產(chǎn)情況對各地區(qū)各類可再生能源發(fā)電保障性收購年利用小時數(shù)適時進行調(diào)整”。

可見，管理辦法僅僅保障了可再生能源的部分發(fā)電量，一定比例的電量如果與火電競價失敗，則仍然面臨被棄的局面。目前，“保障性收購年利用小時”尚無確定的出臺時間，而今年的限電情況已經(jīng)比去年加劇。

另外，由于不同年份投資的風(fēng)電、光伏項目初始投資差距大，劃定一個統(tǒng)一的保障性收購電量對他們的影響肯定是不一樣的，這樣是否合理?

綜上所述

2016年面臨如此嚴峻的限電形勢，我們很難預(yù)測光伏項目的上網(wǎng)電量。

因此，在財務(wù)模型里，發(fā)電量這一項是很難處理的，直接影響對反算電價的計算!

五、補貼拖欠對于光伏項目的影響

1 光伏標桿電價的構(gòu)成

下表統(tǒng)計了三類電價區(qū)“脫硫標桿電價”和“國家補貼”的平均水平。

表5：光伏標桿電價的構(gòu)成(單位：元/kWh)

由上表可以看出，補貼在光伏標桿電價中的占比在60%左右，在電價下調(diào)之前占比更大。如果一旦發(fā)生補貼拖欠，則投資商60%左右的收入就被拖欠。

2 補貼拖欠的案例

舉例來說明補貼拖欠對項目收入的影響，如表6所示。

表6：典型光伏項目的關(guān)鍵參數(shù)

據(jù)報道，補貼被拖欠最長的時間，已經(jīng)達到3年。表7是拖欠3年情形下，項目的財務(wù)費用估算。

表7：補貼拖欠3年情形下的財務(wù)費用(單位：萬元)

由上表可以看出，

3年拖欠的補貼，總金額達到1.06億，接近于表6中的資本金，幾乎相當于重新投資了一個項目;對業(yè)主的現(xiàn)金流造成了非常大的壓力!

由于補貼拖欠造成投資業(yè)主多支付銀行利息為1213萬元，會造成資本金收益降低3~4%。

因此，由于補貼拖欠造成現(xiàn)金流變差，可能會直接影響到企業(yè)的未來投資計劃;同時，也給企業(yè)造成了經(jīng)濟損失、導(dǎo)致收益下降。

3 補貼拖欠問題近期可能很難解決

可再生能源附加補貼對象包含三方面，分別為：

可再生能源發(fā)電項目(風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)等)、

可再生能源項目接網(wǎng)工程、

公共可再生能源獨立電力系統(tǒng)。

僅可再生能源發(fā)電項目中的風(fēng)電、光伏補貼，未來補貼資金都覆蓋不住。

根據(jù)國家十三五的風(fēng)電、光伏規(guī)劃，預(yù)測未來風(fēng)電、光伏項目在不限電情況下需要的度電補貼，如表8所示;同時，對未來國家可再生能源資金的總金額進行了估算，并結(jié)合表8中所需的補貼額度，估算了理論上每度電應(yīng)收取的可再生能源附加，如表9所示。

表8：未來風(fēng)電、光伏項目在不限電情況下需要的度電補貼估算

可見，目前收取1.9分/kWh的附加，根本無法滿足未來補貼資金的需求。因此“可再生能源資金不足”問題，還將存在。這將造成項目的財務(wù)費用不確定，無法獲得反算電價。

六、競爭性配置對投資的影響

1 競電價的影響

從上述幾個方面的分析，我們可以清楚的看出，要想獲得準確的反算電價，必須有準確的發(fā)電量預(yù)測、準確的資金流入時間預(yù)測，否則將直接影響財務(wù)測算模型，無法獲得準確的結(jié)果。

因此，競價上網(wǎng)必須在如下前提下開展：

1)確定項目“保障性收購年利用小時”，并嚴格執(zhí)行;

2)保證補貼到帳的時間。

2 其他競爭因素的影響

在其他幾個因素中，在“企業(yè)技術(shù)和投資能力”和“對地方經(jīng)濟轉(zhuǎn)型貢獻”方面，大型國有企業(yè)具有明顯的優(yōu)勢;在“土地綜合利用”方面，各種“互補”型電站、高效組件會更有優(yōu)勢。