2020年光伏競價之尷尬：不明確的保障收購小時數(shù)、攀升的電力交易比例

　　5月24日，青海2GW光伏競價項目開標，申報電價從 0.228-0.3299元/千瓦時不等，價格差距非常之大，排除搗亂打醬油的嫌疑之外，電價差距更多的來自于邊界條件的不明晰，其中最大分歧來自于電力交易比例的不確定性。光伏們了解到，報價較低的幾家業(yè)主均未將電力交易考慮其中。

　　參與電力市場交易的比例與電價對于競價項目的收益率測算極為重要。但更難的是，電力交易的比例究竟是多少？參與交易的電價是多少？無人說得清。但是，從大趨勢上來看，光伏電站參與電力市場交易已經(jīng)難以避免，與此同時，最低保障性收購難以貫徹執(zhí)行，也加重了企業(yè)參與電力市場交易的壓力。

　　冷暖自知：西北地區(qū)最低保障收購難執(zhí)行、被迫參與市場交易

　　2016年國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好風(fēng)電、光伏發(fā)電全額保障性收購管理工作的通知》，以文件的形式明確了Ⅰ、Ⅱ類資源區(qū)光伏電站的最低保障性收購小時數(shù)，盡管如此，但據(jù)光伏們了解，西北地區(qū)，尤其是Ⅰ類資源區(qū)的最低保障性收購很難執(zhí)行到位。

　　某光伏電站業(yè)主溫和（化名）透露，西北地區(qū)如新疆等棄光壓力較大的地區(qū)都出臺了各地的執(zhí)行標準，遠低于國家規(guī)定的最低保障小時數(shù)。“基礎(chǔ)保障發(fā)電小時數(shù)基本只有400-500小時左右，2018年北疆地區(qū)平均發(fā)電小時數(shù)在1200小時左右，可能有60%左右都是通過市場交易完成的”。

　　光伏們曾提到，某青海光伏電站業(yè)主告訴光伏們，“我們的電站電力交易比例在逐年提高，2018年平均保障性收購小時數(shù)只有500多小時，2019年則下降到不足300小時，其余都要按照市場化交易出清結(jié)果結(jié)算。”

　　正因為最低保障性收購小時數(shù)難以執(zhí)行，光伏電站業(yè)主不得不通過參與電力市場交易來獲得發(fā)電權(quán)。溫和表示，“能發(fā)出來就很好了，起碼還能獲得補貼，否則就只能白白棄掉”。

　　但是對于這些地區(qū)的光伏電站業(yè)主來說，參與市場交易實際上是通過降低售電電價來獲取發(fā)電權(quán)。一方面，光伏電量參與電力市場的交易價格極低；另一方面，參與電力市場交易，因出清不及時，許多光伏電站因此導(dǎo)致的考核罰款也非常之多。

　　上述青海業(yè)主透露，2019年所有光伏電站的平均結(jié)算電價不足0.19元/千瓦時，而今年過去的這幾個月的平均結(jié)算電價甚至都不足0.16元/千瓦時！

　　溫和告訴光伏們，他們位于青海、新疆等地的光伏電站收益中有六七成都來自于參與電力市場交易所得，因交易形式的不同，讓價幅度也大不相同，“青海電站的平均讓價約為0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤標桿電價，實際上每度電平均能收到7分錢左右的售電收益，新疆也差不多。”

　　除了電價低，因參與電力市場交易導(dǎo)致的考核罰款也是讓業(yè)主頭疼的問題。“參與電力交易的難度極大，省間基本靠猜，出清不及時，省內(nèi)交易電價只有0.12元/瓦左右；省外的交易，年初申報，單出清不及時，都不知道是否成交了，這樣也無法確定省內(nèi)的量，偏差超過20%就有電量考核”，另一家位于青海的光伏電站業(yè)主感慨道，根本搞不明白到底該如何操作。

　　盡管如此，但是光伏電站投資商必須清楚的意識到，參與電力市場已經(jīng)是勢在必行。2019年，山西省能源局發(fā)布《2020年度省調(diào)發(fā)電企業(yè)發(fā)電量調(diào)控目標預(yù)案》征求意見稿，光伏機組安排900小時，新投產(chǎn)風(fēng)電、光伏發(fā)電機組根據(jù)投產(chǎn)月份按比例安排基準利用小時，除執(zhí)行基準電價之外的電量全部參與市場化交易。

　　這一文件引起軒然大波，雖然最后該文件并未真正推行，但Ⅱ類資源區(qū)首次出現(xiàn)這個苗頭，對于行業(yè)來說，是一個信號。

　　競爭激烈，競價與平價如何權(quán)衡？

　　從青海此次開標電價可以看出，競爭可謂“慘烈”，海南州的平價申報電價已經(jīng)來到0.282元/度，這僅與青海0.2277元/度的光伏結(jié)算電價高了5分左右，如果超過50%的電量都要按照0.15元/度的電價參與電力市場交易，加上公攤費用，競價項目的收益率恐怕很難具有吸引力。

　　某計劃申報今年新疆競價的投資企業(yè)分析道，Ⅰ類資源區(qū)要想進入競價名單，差不多要降7分左右。新疆平價是0.25，競價按照0.28申報，只比平價多了3分錢，但是競價要交易，不知還有多少比例的0.25脫硫煤電價要變成0.15，那還不如平價劃算。

　　競價的優(yōu)勢只有一條，可獲得一定的補貼資金，項目收益率可能會比較客觀，但前提是申報電價既能入圍補貼大名單又可以保障合理收益率——這需要一定的運氣。但劣勢也很明顯，限電、電力交易帶來的負面效應(yīng)甚至可能直接將收益率拉到及格線上。

　　對于平價來說，2020年是平價項目有保護政策的最后一年，國家能源局在文件中給予了平價項目優(yōu)先消納、固定電價、不參與電力市場交易等優(yōu)惠政策。雖然電價低一點，但從長遠來看，平價項目更靠譜一些。

　　但是無論競價還是平價，今年優(yōu)質(zhì)的光伏電站資源競爭異常激烈。據(jù)光伏們目前統(tǒng)計的項目信息，15省已經(jīng)有超過35GW的平價/競價儲備項目，粗略估計2020年已經(jīng)有將近40GW的儲備量。

　　盡管項目儲備量巨大，但消納還是一個關(guān)口。需要強調(diào)的是，電網(wǎng)公布的消納空間并不能與年度批復(fù)裝機規(guī)模劃等號，部分電網(wǎng)將2019年結(jié)轉(zhuǎn)過來的項目劃到了今年的新增消納空間中，這可能會影響不少省份的新增規(guī)模。

　　種種原因?qū)е陆衲隉o論是平價還是競價，競爭都非常激烈。對于志在必得的投資企業(yè)來說，除了在收益率測算上要更加精準之外，哪個項目資源更為可靠也是極為重要的。對于光伏電站投資企業(yè)來說，拿下項目不僅僅靠電價，企業(yè)實力、資源分配、產(chǎn)業(yè)投資等等需要綜合考慮，否則只能淪為陪跑。（臧超）