4月7日，網(wǎng)絡媒體發(fā)布國家發(fā)改委《關于2021年新能源上網(wǎng)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。
（來源：微信公眾號“風電順風耳”ID：fengdianshunfenger 作者：宋燕華）
如果說全面去補貼已在意料之內(nèi)，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(shù)/合理利用小時數(shù)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(diào)意義。
逐步高比例接入風電光伏項目是確保3060目標實現(xiàn)的重要途徑，讓項目投資滿足基本收益率、制造業(yè)維持適當毛利率，是促進新能源行業(yè)自力更生、發(fā)展壯大的基礎。
經(jīng)過了20多年的發(fā)展，風光行業(yè)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(jiān)管機構(gòu)和行業(yè)共同探討、慎重決策。
政策要點
全面去補貼后，行業(yè)迎來的不是20年平價PPA，而是低價交易+儲能。
結(jié)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(wǎng)和市場化并網(wǎng)。
兩類項目的共同點在于消納方式。均只有保障小時數(shù)（或折算年均合理利用小時數(shù)）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(wǎng)項目直接執(zhí)行指導價，而保障性并網(wǎng)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(yōu)先的保障性并網(wǎng)反而可能是風險性更大、投資回報更低的方式。
問題1：先到少得、遲到多得
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(quán)重所必需的新增裝機，理論上保障性并網(wǎng)項目應該比市場化并網(wǎng)項目在某些方面享有一定程度的優(yōu)先權(quán)，才能體現(xiàn)出來項目分類的級次和意義。比如，更便利的并網(wǎng)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(wǎng)項目屬于“低投資（無需配儲能）、低電價（需競價）”；市場化并網(wǎng)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(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(wǎng)項目競爭性配置電價降幅超過0.01元/kwh，而市場化并網(wǎng)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(wǎng)方式，反之亦然。
此外，過去兩年儲能價格已經(jīng)能呈現(xiàn)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(xù)下降的可能性，市場化并網(wǎng)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(wǎng)保電價均描述為，“……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。”是在鼓勵投資人盡早并網(wǎng)、鎖定保障性并網(wǎng)項目額度。對于投資人來說，保障性并網(wǎng)的優(yōu)勢何在，還需進一步闡明。
問題2：變味執(zhí)行，傷及保障
相比市場化并網(wǎng)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(fā)改委在電價征求意見稿中要求保障性并網(wǎng)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(shù)省份整齊劃一地抄作業(yè)，要求新增項目全部按比例配置儲能，部分地區(qū)甚至要求存量項目也要在1年之內(nèi)加裝儲能。
需要反復強調(diào)的是，儲能并不創(chuàng)造需求，只是能量時移。如果一個地區(qū)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(jīng)濟性上出發(fā)，應該優(yōu)先選擇通過儲能改善存量項目限電水平和發(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。
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，是否會優(yōu)先限制市場化并網(wǎng)項目出力？使得保障性并網(wǎng)項目能夠應發(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(wǎng)項目將會是受傷最深的主體，賠了電價又折兵。
問題3：強推交易，鼓勵后進
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(chǎn)要素價格普遍上漲和規(guī)模效應遇到瓶頸的背景下，項目造價很難在一兩年實現(xiàn)相同幅度的下降。為此，新增項目會回歸三北地區(qū)風光資源良好的地區(qū)，以求通過更高的發(fā)電量來實現(xiàn)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(wǎng)項目還是市場化并網(wǎng)項目，超過保障小時數(shù)或年均合理利用小時數(shù)部分均需參與市場化交易，導致追求發(fā)電量提升的效果邊際遞減，發(fā)電小時越高，平均度電電價越低。
從投資角度來說，要提升投資回報，增發(fā)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(xiàn)實。發(fā)電量與資源品質(zhì)無關，在造價最低的情況下，將風電發(fā)電小時控制在1800-2000小時左右、光伏發(fā)電小時數(shù)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(zhì)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(shù)進步。
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)電力交易進度和成熟度、穩(wěn)定度晚于電價征求意見稿的要求，尚未也無需在短期內(nèi)將新能源納入市場化交易范圍。強制推行新能源參與市場化交易，只會增加電網(wǎng)、電力交易中心的執(zhí)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(chǎn)，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(jù)國網(wǎng)統(tǒng)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(huán)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(wěn)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(jù)當前的電價政策征求意見稿，各省指導價是統(tǒng)籌考慮燃煤發(fā)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(jīng)貢獻了交易價差，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(fā)電成本。
從標桿到平價，傳說中的非技術(shù)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(yè)的企業(yè)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(xiàn)金流捉襟見肘。如何讓運營商實現(xiàn)基本收益率要求、具有持續(xù)投資能力；讓制造業(yè)維持適當毛利率、抱有技術(shù)創(chuàng)新動力，是行業(yè)發(fā)展壯大的基礎，也是政策制定的前提。
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