2016年5月30日，國家發改委、國家能源局印發：特急《關于完善光伏發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見》。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”，爭取解決限電問題，其他情況并未發生大的變化。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。為了拿到建設規模指標，在前期項目備案過程中產生了各種亂象：

倒賣路條;

指標拍賣;

強迫用本地設備;

給當地配套投資;

…

這些無一不增加了投資商的投資成本，影響光伏行業的健康發展。

面對這些亂象，國家能源局出臺了《關于完善太陽能發電規模管理和實行競爭方式配置項目的指導意見(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范的管理，并已經征求了多輪意見。

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“競爭性上網電價”?

2、隨著該辦法的落實，光伏電站投資會不會產生“國進民退”的現象?

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模指標的配置，如下表所示。

表1：未來光伏項目規模指標的配置方式

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

根據征求意見稿，這兩個配置辦法的具體內容由各省發改委確定，但國家發改委給出了配置辦法中“應當”和“不應當”包含的內容，如表2所示。

表2：征求意見稿對配置辦法中的規定

表2中“不應當包含的內容”，加大了市場公平競爭，降低了企業的開發成本，大部分企業肯定會強烈贊成，就不贅述。

那表2中“應當包含的內容”，將對企業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，“上網電價”應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日國家發改委下發的《關于完善陸上風電、光伏發電上網標桿電價政策的通知(發改價格[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電、光伏發電等新能源業主和上網電價，但通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的同類陸上風電、光伏發電項目當地上網標桿電價水平。”

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

鼓勵企業在合理范圍內競爭低電價，有利于節省國家補貼，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部收益率計算結果如圖1所示。

圖1：標桿電價下降對項目內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下，電價下降5分錢，收益率下降0.7%~1.4%之間，峰值小時數越高、電價越高，電價影響越大(三類電價區影響更大一些)。

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、不同峰值小時數時三類電價區的項目融資前稅前內部收益率估算。

圖2：不同投資水平、不同峰值小時數項目內部收益率的估算(不限電)

說明：橫軸為項目的峰值小時數，縱軸為項目的融資前稅前內部收益率

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

必須強調的是，上述計算的結果，是在發電量可預測(不限電)、資金流可預測(電費不拖欠)的財務模型下計算而來的;如果考慮“限電”、“補貼拖欠”，結論將完全變化。

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，發電量可以通過資源數據計算獲得，因此可以推算出達到預期收益的電價。如下圖所示。

因此，要獲得反算電價，其他各因素都應該是可預測的。如果發生限電，則發電量不可預測;如果發生補貼拖欠，則資金流入時間不可預測，影響財務費用。因此，需要分析一下“限電”、“補貼拖欠”的發生風險，以及它們會對項目收益產生什么影響?

四、限電對于光伏項目的影響

2015年光伏項目限電情況

根據國家氣象局發布的報告：

2015年全國平均的固定式最佳傾角峰值小時數全國平均值為1710.2h(包含重慶等資源最差區域)。按照80%的系統效率考慮，年滿發小時數為1368.2h，考慮平均衰減5年(我國光伏項目主要在2010年后大規模上馬)，滿發小時數約為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應該是一個保守的數值。

與之鮮明對比的是：

國家發改委公布2015年全國光伏電站的平均利用小時數為1133h，比1300h低了13%(國家發改委2015年9月公布的全國限電數據為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，由于節能降耗將是未來的發展方向，中央對各省都有節能要求;全社會經濟發展速度放緩等原因，我國電力消費的增速逐年放緩。專家預計，我國的能源消費預計在2025~2030年達到峰值。

與之對應的是，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，結果必然是機組的利用小時數下降。根據中電聯的數據，2015年全國火電利用小時數3916h，同比下降355h(下降9.1%);風電利用小時數為1611h，同比下降74h(下降4.6%)。

風電等可再生能源的限電問題得到社會的廣泛關注，其實在競爭上網電量的角逐中，火電也損失慘重。

根據中電聯2016年2月23日發布的《2016年度全國電力供需形勢分析預測報告》：2016年，宏觀經濟增速總體將呈現穩中緩降態勢，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計2016年全社會用電量同比增長1%-2%;預計全年新增發電裝機1億kW左右，年底全國發電裝機達到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2015、2016年同期棄光小時數對比。

表4：蒙西電網2015、2016年同期棄光小時數對比

由上表可以看出，蒙西電網2016年1~2月的棄光小時數是2015年的2倍。另據了解，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，國家發展改革委印發《可再生能源發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“部門規章”的全額保障性收購管理辦法，未來表現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發電項目年發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先安排年度發電計劃、與電網公司簽訂優先發電合同保障全額按標桿上網電價收購;

市場交易電量部分由可再生能源發電企業通過參與市場競爭方式獲得發電合同，電網企業按照優先調度原則執行發電合同”

“根據產業發展情況和可再生能源裝機投產情況對各地區各類可再生能源發電保障性收購年利用小時數適時進行調整”。

可見，管理辦法僅僅保障了可再生能源的部分發電量，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比去年加劇。

另外，由于不同年份投資的風電、光伏項目初始投資差距大，劃定一個統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，我們很難預測光伏項目的上網電量。

因此，在財務模型里，發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 光伏標桿電價的構成

下表統計了三類電價區“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，在電價下調之前占比更大。如果一旦發生補貼拖欠，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：典型光伏項目的關鍵參數

據報道，補貼被拖欠最長的時間，已經達到3年。表7是拖欠3年情形下，項目的財務費用估算。

表7：補貼拖欠3年情形下的財務費用(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;對業主的現金流造成了非常大的壓力!

由于補貼拖欠造成投資業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金流變差，可能會直接影響到企業的未來投資計劃;同時，也給企業造成了經濟損失、導致收益下降。

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：

可再生能源發電項目(風電、光伏、生物質等)、

可再生能源項目接網工程、

公共可再生能源獨立電力系統。

僅可再生能源發電項目中的風電、光伏補貼，未來補貼資金都覆蓋不住。

根據國家十三五的風電、光伏規劃，預測未來風電、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，并結合表8中所需的補貼額度，估算了理論上每度電應收取的可再生能源附加，如表9所示。

表8：未來風電、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，必須有準確的發電量預測、準確的資金流入時間預測，否則將直接影響財務測算模型，無法獲得準確的結果。

因此，競價上網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“企業技術和投資能力”和“對地方經濟轉型貢獻”方面，大型國有企業具有明顯的優勢;在“土地綜合利用”方面，各種“互補”型電站、高效組件會更有優勢。