題記：陜西的光伏、風(fēng)電投資企業(yè)要重新評估下部分電站的收益率了，剛出臺的這個政策將對存量新能源電站帶來較大的影響。
1月20日，陜西發(fā)改委、國家能源局西北監(jiān)管局印發(fā)《陜西省2021年新能源發(fā)電企業(yè)參與市場化交易實施方案》，要求新能源企業(yè)按照近三年平均發(fā)電小時數(shù)的15%參與市場交易（保量競價部分），而“保量保價”部分即光伏、風(fēng)電保障利用小時數(shù)分別降至1250小時、1700小時；上述兩部分之外的電量視為超發(fā)電量，即在保障小時數(shù)以及市場交易電量之外的發(fā)電量部分，按當(dāng)年新能源發(fā)電企業(yè)外送平均價格的10%進(jìn)行下浮，再由電網(wǎng)進(jìn)行收購。
這一規(guī)則的制定對于陜西的新能源發(fā)展幾乎是一場災(zāi)難。第一，從光照資源區(qū)來看，陜西橫跨Ⅱ、Ⅲ兩類，但文件卻未對此加以區(qū)分對待，劃定了一刀切的交易比例，顯然，光照資源越好、越優(yōu)質(zhì)的項目受到的影響也越大；反而那些風(fēng)速低、日照差的項目一點也不用參與電力交易。
以榆林為例，這是陜西光照資源最好的地區(qū)，同時也是風(fēng)、光裝機最為集中的區(qū)域。截至2019年底，榆林累計光伏裝機達(dá)到4GW，光伏平均利用小時數(shù)可以達(dá)到1550小時，按照上述規(guī)則，將有300小時的發(fā)電量需要參與市場化交易，或者以更低的價格被電網(wǎng)收購。
其次，參與電力市場交易，意味著項目收益率大打折扣。文件中明確了參與市場交易的三種形式，分別是跨省區(qū)外送、省內(nèi)“綠電”、省內(nèi)合同電量轉(zhuǎn)移。據(jù)光伏們了解，陜西跨省區(qū)外送電力價格為0.229元/度，而陜西的脫硫煤標(biāo)桿電價為0.3545元/度，這相當(dāng)于上網(wǎng)電價打了6.5折。而另外兩種形式因為此前并沒有先例，某業(yè)內(nèi)人士透露，可能會比外送價格還低。
不僅如此，陜西此次文件既沒有對存量、新增項目加以區(qū)分，也沒有對之后的市場交易比例進(jìn)行明確。這不僅將極大的降低存量項目的收益率，也會進(jìn)一步導(dǎo)致新建項目完全無法測算收益率。從領(lǐng)跑者項目到競價項目，無論是存量項目還是新增項目，每年都在調(diào)整的交易比例將極大的影響項目的收益率與持續(xù)投資穩(wěn)定性。
此前，財政部為了解決補貼拖欠問題，出臺了合理利用小時數(shù)的規(guī)定，但這僅僅是針對需要補貼的新能源電站，按照文件，合理利用小時數(shù)之外的電量即按照脫硫煤標(biāo)桿電價進(jìn)行全額收購。某央企負(fù)責(zé)人表示，按照這一文件進(jìn)行測算，他們已經(jīng)建成的電站都將無法達(dá)到收益率目標(biāo)，這意味著項目投資失敗，相關(guān)部門負(fù)責(zé)人將被問責(zé)。
隨著裝機比例越來越高，新能源參與電力市場交易是大勢所趨，但是這需要制定合理的規(guī)則引導(dǎo)行業(yè)有序過渡，而不是一刀切粗暴的對待。陜西此次政策的出臺，不僅對投資企業(yè)的實際情況考慮不夠充分，更重要的是，文件也沒有公開進(jìn)行征求意見，就直接印發(fā)了正式通知，于情于理都不符合相關(guān)規(guī)定，同時也將影響該省份投資企業(yè)的積極性。同時，越來越多地區(qū)提出了新能源配套儲能的要求，如何平衡電力市場化交易與儲能配套的影響，也值得各地主管部門思考。
筆者建議，陜西相關(guān)主管部門是否可以對存量和增量項目的電力交易管理分開管理，即便是對于新增的裝機，可以制定一個可預(yù)判的交易比例，如明確2021年新建電站的全生命周期的交易小時數(shù)或者比例，隨著未來建設(shè)成本的降低，再逐漸增加新建電站的交易小時數(shù)，這樣更便于投資企業(yè)測算長期的收益率。在以央、國企為主的投資環(huán)境下，市場環(huán)境有必要給出一個更穩(wěn)定的收益預(yù)期，畢竟這些央、國企有明確的投資要求和收益率邊界。
在進(jìn)入全面平價之后，地方政府在新能源發(fā)展管理上話語權(quán)越來越重，出臺相關(guān)政策時一定要多方面考慮，盡可能減少對新能源投資企業(yè)的“傷害”。
政策原文見下：
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