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    投資有道 “合理利用小時數(shù)”不合理

    2020-12-22 16:52:38王秀強
    能源 2020年11期
    關鍵詞:小時數(shù)發(fā)電量生命周期

    文 | 王秀強

    《能源》雜志副總編輯,領航智庫研究員,專注于能源產(chǎn)業(yè)與金融研究咨詢,曾任證券研究所分析師、財經(jīng)記者,擁有十余年能源行業(yè)投資、研究履歷。

    10月21日,財政部、發(fā)改委、能源局三部委聯(lián)合印發(fā)《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》有關事項的補充通知(財建〔2020〕426號),確定風電、光伏全生命周期利用小時數(shù)。

    所謂補充通知既有政策修訂之意,又有姍姍來遲之態(tài)。本次補充通知的核心是合理利用小時數(shù),既關乎存量并網(wǎng)項目的補貼電量規(guī)模,又對項目的經(jīng)濟性產(chǎn)生直接影響。

    按照426號文,風電一類、二類、三類、四類資源區(qū)項目全生命周期合理利用小時數(shù)分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時。海上風電全生命周期合理利用小時數(shù)為52000小時。

    光伏發(fā)電一類、二類、三類資源區(qū)項目全生命周期合理利用小時數(shù)為32000小時、26000小時和22000小時。國家確定的光伏領跑者基地項目和2019、2020年競價項目全生命周期合理利用小時數(shù)在所在資源區(qū)小時數(shù)基礎上增加10%。

    在上述基準下,納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目,在未超過項目全生命周期合理利用小時數(shù)時,按可再生能源發(fā)電項目當年實際發(fā)電量給予補貼;所發(fā)電量超過全生命周期補貼電量部分,不再享受中央財政補貼資金,核發(fā)綠證準許參與綠證交易。

    簡而言之,政策將非水可再生能源全電量補貼調整為全生命周期補貼。

    財政補貼確權,存量項目收益縮水

    這是政府管理部門首次明確風電、光伏20年補貼年限,生物質發(fā)電15年補貼年限。于新能源投資企業(yè)而言,補貼年限的落地尤為重要,一是長期懸而未決的政策盲區(qū)得以消弭,二是補貼確權后,新能源發(fā)電資產(chǎn)估值水平、融資能力也將有提高。

    政策同時明確:“納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目,風電、光伏發(fā)電項目自并網(wǎng)之日起滿20年后,生物質發(fā)電項目自并網(wǎng)之日起滿15年后,無論項目是否達到全生命周期補貼電量,不再享受中央財政補貼資金,核發(fā)綠證準許參與綠證交易?!?/p>

    即為,對于存量并網(wǎng)項目而言,財政補貼退出的時間節(jié)點在合理利用小時數(shù)、補貼期限之間取其一,此舉客觀上減少了財政補貼的壓力,補貼缺口峰值也將提前到來。

    但是,對于新能源投資企業(yè)而言,在項目投資規(guī)劃、核準之初,均按照風資源、光照資源確定發(fā)電利用小時數(shù),且未對項目全生命周期補貼電量設置上限。根據(jù)新政,投資項目只能按照合理利用小時數(shù)上限獲得財政補貼,項目的投資收益率將同步下降,財務測算模型也將相應調整。尤其對于運營超過10年以上的風電、光伏項目而言,技改、運維等安排預計也將推后。

    從對項目經(jīng)濟收益的影響看,以青海海南州光伏項目(二類資源區(qū))為例,當?shù)毓夥娬驹诓捎秒p玻組件、跟蹤支架等條件下,滿發(fā)電量可達1600小時左右,但年化合理利用小時數(shù)只有1300小時。

    領航智庫測算,在不考慮多發(fā)電量參與市場交易的前提下,50MW光伏發(fā)電項目(標桿電價0.6元/千瓦時、工程造價5元/W)內部收益率將由14%下降至11%,項目全生命周期凈利潤總額將減少1.2億元左右。

    對于多數(shù)投資企業(yè)而言,項目建設之初多選擇高效發(fā)電組件、大功率風電機組,以提高項目發(fā)電利用小時數(shù),降低全生命周期的度電成本。但在合理利用小時數(shù)的限制下,超發(fā)電量非但不能提高項目收益率,且增加了項目經(jīng)營不確定性。

    行業(yè)內的一個疑惑是,政策到底是鼓勵新技術,還是鼓勵低效率?

    對于海上風電項目而言,政策影響更明顯。顯然,海上風電全生命周期52000小時的合理利用小時數(shù)明顯偏低。廣東、福建地區(qū)風資源好,大兆瓦海上風電項目年等效發(fā)電小時數(shù)在3500小時左右,若按照2600年均利用小時、超出電量按燃煤標桿電價測算,一般項目內部收益率(稅前)將由13%下降至8%左右。就單個項目(30萬千瓦裝機、0.85元/千瓦標桿電價)而言,受此影響全生命周期補貼收益將減少20億元以上。

    需要特別注意的是,海上風電在2021年底并網(wǎng)的時間窗口下,從2019年底、2020年初就進入“搶裝”狀態(tài),海上風電施工成本大幅增加,南方地區(qū)工程造價已經(jīng)突破2萬元/千瓦。在此背景下,如果合理利用小時數(shù)減少,項目投資收益率將進一步收縮。

    新能源資產(chǎn)交易打折,超發(fā)電量收益不明確

    對于正在進行交易的新能源發(fā)電資產(chǎn)而言,受合理利用小時政策出臺影響,多數(shù)項目面臨資產(chǎn)估值下降的新問題。

    當前,民營新能源運營企業(yè)在補貼拖欠的壓力下面臨現(xiàn)金流壓力,加之融資成本高(部分企業(yè)綜合融資成本在10%以上),新能源資產(chǎn)交易近年進入高頻期。對于曾經(jīng)滿懷信心的新能源企業(yè)而言,飽受政策波動之困,甩賣電站資源亦是無奈之舉。

    領航智庫在調研中了解到,在中部地區(qū)某光伏電站的交易談判中,在合理利用小時數(shù)政策出臺后,項目收購方報出的收購價格由6.5元/W下調至6元/W,項目估值下降接近8%,對應項目資產(chǎn)總值縮水達千萬元以上。

    高發(fā)電小時數(shù)原本是提高項目估值的加分項,但在政策影響下反而變成了減分項。原因在于兩點,一是項目補貼規(guī)模低于投資預期,二是超發(fā)電量收益具有不確定性。

    按照《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》規(guī)定,納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目,所發(fā)電量超過全生命周期補貼電量部分,不再享受中央財政補貼資金,核發(fā)綠證準許參與綠證交易。

    一個現(xiàn)實的困境是,國內綠證交易市場尚未建立。2017年1月,國家發(fā)改委、財政部、能源局三部委聯(lián)合發(fā)布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知(發(fā)改能源[2017]132號)》,綠證的交易仍在自愿認購的階段,與配額制結合的強制綠證交易市場尚未建立。

    基于此,新能源企業(yè)超發(fā)電量無法定價,綠證交易的收益仍然存在不確定性。

    此外,隨著國內電力市場改革的不斷推進,新能源參與電力市場交易的規(guī)模也不斷擴大。在這種情形下,新能源超發(fā)電量交易價格將隨市場波動,這又成為運營商的新麻煩。

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