■ 王淑娟彭立斌

（1.新維智能電力（蘇州）有限公司；2.北京君陽投資有限公司公司）

競爭方式配置項目下光伏項目的投資風險與策略

■ 王淑娟1*彭立斌2

（1.新維智能電力（蘇州）有限公司；2.北京君陽投資有限公司公司）

0　引言

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(guī)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、必須用本地設備、給當?shù)嘏涮淄顿Y……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”兩個問題未解決前，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(xiàn)象？

1　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3類進行規(guī)模指標的配置，如表1所示。

表1　未來光伏項目規(guī)模指標的配置方式

表1中，后兩者的規(guī)模最大，都要采取競爭性配置的方式，即根據省發(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。根據征求意見稿，這兩個配置辦法的具體內容由各省發(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包含內容的規(guī)定

表2中“不應當包含的內容”加大了市場的公平競爭，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，就不再贅述。下文將就表2中“應當包含的內容”會給企業(yè)未來投資光伏項目造成何種影響進行分析。

2　競爭性電價對于光伏項目的影響

表2“應當包含的內容”的6個條件中，對項目投資決策影響最大的應是“上網電價”。

2.1未來標桿電價下降是大概率事件

2015年12月22日國家發(fā)改委下發(fā)的《關于完善陸上風電、光伏發(fā)電上網標桿電價政策的通知》(發(fā)改價格[2015]3044號)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(fā)電等新能源業(yè)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(guī)定的同類陸上風電、光伏發(fā)電項目當?shù)厣暇W標桿電價水平。

鼓勵企業(yè)在合理范圍內競爭低電價，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。

另一方面，2016年不競爭電價，2017年也可能面臨電價下調的局面。

在“發(fā)改價格[2015]3044號”文件中提出：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(fā)電先確定2016年標桿電價，2017年以后的價格另行確定。

可見，2017年光伏3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年競爭電價。

2.2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？不同電價水平下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

從圖1可以看出，在相同的峰值小時數(shù)下，電價下降0.05元，收益率下降0.7%～1.4%，峰值小時數(shù)越高，電價對內部收益率的影響越大(3類電價區(qū)影響更大一些)。

如果在目前標桿電價下項目的收益較高，標桿電價還是有下降空間的。圖2為3類電價區(qū)在現(xiàn)有標桿電價下、不限電的情況下，不同投資水平、不同峰值小時數(shù)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(shù)項目內部收益率的估算(不限電)

從圖2可以看出，按照8000元/kW的全投資水平，各電價區(qū)部分區(qū)域的電價都有一定的下降空間，尤其是Ⅰ類地區(qū)，還有一個較大的下降空間。

必須強調的是，上述計算結果是在發(fā)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；如果考慮限電和補貼拖欠，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)可以通過概算獲得，發(fā)電量可通過資源數(shù)據計算獲得，因此可推算出達到預期收益的電價，如圖3所示。

圖3　獲得反算電價的邏輯關系

因此，要獲得反算電價，其他各因素都應該是可預測的。若發(fā)生限電，則發(fā)電量不可預測；若發(fā)生補貼拖欠，則資金流入時間不可預測，影響財務費用。因此，需要分析限電和補貼拖欠的發(fā)生風險，以及它們會對項目收益產生的影響。

3　限電對于光伏項目的影響

3.12015年光伏項目限電情況

根據國家氣象局發(fā)布的報告，2015年固定式最佳傾角峰值小時數(shù)全國平均值為1710.2 h(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1368.2 h；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1300 h。由于我國資源最好的西北部光伏電站裝機比例占58%，因此，1300 h應為一個保守數(shù)值。與之形成鮮明對比的是，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1133 h，比1300 h低13%(國家發(fā)改委2015年9月公布的全國限電數(shù)據為10%，冬季限電更高)。

3.22016年電力供需比例加大，限電可能加劇

2016年的限電情況是否會有所緩解？表3 為2010～2015年全社會用電量情況。

表3　2010～2015年全社會用電量情況

由表3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，以及全社會經濟發(fā)展速度放緩等原因，我國電力消費的增速在逐年放緩。有專家預計，我國的能源消費將在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(shù)下降。根據中電聯(lián)的數(shù)據，2015年全國火電利用小時數(shù)為3916 h，同比下降355 h(下降9.1%)；風電利用小時數(shù)為1611 h，同比下降74 h(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(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測報告》，2016年，宏觀經濟增速總體將呈現(xiàn)穩(wěn)中緩降態(tài)勢，在考慮常年氣溫水平的情況下，預計2016年全社會用電量同比增長1%～2%；預計全年新增發(fā)電裝機約1 億kW；年底全國發(fā)電裝機達到16.1億kW，同比增長約6.5%?？梢?，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。

表4為《光伏們》報道的蒙西電網2015、2016年同期棄光小時數(shù)對比。

表4　蒙西電網2015、2016年同期棄光小時數(shù)對比

由表4可知，蒙西電網2016年1～2月的棄光小時數(shù)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。

3.3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(fā)改委印發(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》)。然而在2009年12月26日《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、與電網公司簽訂優(yōu)先發(fā)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(fā)電企業(yè)通過參與市場競爭方式獲得發(fā)電合同，電網企業(yè)按照優(yōu)先調度原則執(zhí)行發(fā)電合同”?？梢?，《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，仍將面臨被棄的局面。同時，《管理辦法》中也提出，未來將“根據產業(yè)發(fā)展情況和可再生能源裝機投產情況對各地區(qū)各類可再生能源發(fā)電保障性收購年利用小時數(shù)適時進行調整”。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(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？

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。

綜上所述，2016年的限電形勢如此嚴峻，我們很難預測項目的發(fā)電量。因此，在財務模型里，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。

4　補貼拖欠對于光伏項目的影響

4.1光伏標桿電價的構成

光伏電站標桿電價是由脫硫標桿電價和國家補貼兩部分構成，前一部分由電網提供，后一部分由國家的可再生能源基金支付。表5統(tǒng)計了3類電價區(qū)脫硫標桿電價和國家補貼的平均水平。

表5　光伏標桿電價的構成（單位：元/kWh）

由表5可以看出，補貼在光伏標桿電價中的占比約為60%，在電價下調之前占比更大。如果一旦發(fā)生補貼拖欠，則投資商約60%的收入將被拖欠。

4.2補貼拖欠案例分析

舉例來說明補貼拖欠對項目收入的影響，如表6所示。

從表6可知，補貼收入占電費收入的56.7%。一旦拖欠，將會大幅增加項目的財務費用。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。由表7可知，3年累計拖欠的補貼金額達到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1070萬元，會造成資本金收益降低3%～4%。

表6　典型光伏項目的關鍵參數(shù)

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)造成了經濟損失，導致收益下降。

4.3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3方面，分別為：可再生能源發(fā)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(tǒng)。僅可再生能源發(fā)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(guī)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7　補貼被拖欠3年情形下的財務費用（單位：萬元）

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

表9　繳納補貼用電量（除居民用電和農業(yè)生產用電，第二產業(yè)、第三產業(yè)用電）

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的問題還將存在，這將造成項目的財務費用不確定，無法獲得反算電價。

5　競爭性配置對投資的影響

5.1競電價的影響

從上述幾個方面的分析可以清楚看出，要想獲得準確的反算電價，必須有準確的發(fā)電量預測及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，競價上網必須在以下前提下開展：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。

5.2其他競爭因素的影響

其他幾個因素中，在企業(yè)技術、投資能力和對地方經濟轉型貢獻方面，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。

5.3相似政策類比

競爭性配置規(guī)模指標的辦法，在很多方面與“特許權招標”有相似之處：同樣都是一定的規(guī)模，同樣要以電價為核心進行綜合必選。因此，本文采用“特許權招標”的一些情況，對“競爭性配置”的影響進行分析。

表10為兩期光伏特許權投標的結果，表11為投標人的企業(yè)性質統(tǒng)計。從表10和表11可看出，民企的投標電價明顯高于國企，中標企業(yè)基本都是央企(除魯能外)。2010年國企就投出0.7288元/ kWh的中標電價，顯示出在競爭電價中的實力。

表10　兩期光伏特許權投標結果

表11　第二期投標企業(yè)性質統(tǒng)計

綜上所述，在承壓能力(限電壓力、補貼拖欠壓力)、低電價競爭力、其他綜合實力等方面，大型央企、國企具有明顯的競爭優(yōu)勢。因此，競爭性配置辦法實施之后，光伏電站投資市場很可能出現(xiàn)“國進民退”的現(xiàn)象。

6　對于企業(yè)的投資建議

6.1大型央企、國有企業(yè)

大型央企、國有企業(yè)具有如下特點：

1)資信等級高，融資成本低；

2)傳統(tǒng)能源裝機容量大，可再生能源配額任務大，且完成情況受國家能源局的監(jiān)督，對可再生能源的裝機容量需求大；

3)資金實力強，抗資金壓力能力強；

4)企業(yè)內部流程長，項目開發(fā)成本高，服務靈活性差。

鑒于上述特點，建議大型國有企業(yè)的投資標的為：優(yōu)質的大型地面電站項目(限電少的地區(qū))。中東部地面電站(集中電站、分布式)只要項目質量好，控制好土地風險，是不錯的選擇。

6.2民營企業(yè)

民營企業(yè)具有如下特點：

1)融資成本較高；

2)抗資金壓力能力較弱；

3)決策流程短，項目開發(fā)成本低；

4)機制靈活，服務好；

5)對可再生能源容量無硬性需求。

鑒于上述特點，建議民營企業(yè)的投資標的為優(yōu)質的分布式光伏項目。以大的負荷為中心，建設配電網側的分布式，并形成售電業(yè)務。

建議民營企業(yè)選擇分布式光伏，還基于以下原因：

1)屋頂分布式不需要規(guī)模指標；2)擁有分布式風電、太陽能發(fā)電的用戶通過供電企業(yè)足額收購予以保障，目前不參與市場競爭；3)所有售電電費的結算，由電網公司代收代付，解決了分布式光伏發(fā)電結算上的隱憂。

以上3點很好地回避了民營企業(yè)在競爭中的弱勢，充分發(fā)揮其管理靈活、服務好的長處。因此，未來的分布式光伏市場，應該是民營企業(yè)的優(yōu)選領域。

致謝：文中案例的數(shù)據由君陽太陽能的郭曉暉提供，計鵬咨詢的李宜真協(xié)助。特此感謝！

2016-04-19

王淑娟(1981—)，女，碩士研究生，主要從事太陽能資源分析、光伏系統(tǒng)設計方面的研究。luckygirlwsj@163.com