“合理利用小時數”不合理

　　新能源政策的天平搖搖擺擺，時而向左、時而向右。

10月21日，財政部、發改委、能源局三部委聯合印發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》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。

　　

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

　　

　　按照426號文，風電一類、二類、三類、四類資源區項目全生命周期合理利用小時數分別為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為52000小時。

　　

　　光伏發電一類、二類、三類資源區項目全生命周期合理利用小時數為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在所在資源區小時數基礎上增加10%。

　　

　　在上述基準下，納入可再生能源發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時，按可再生能源發電項目當年實際發電量給予補貼；所發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，生物質發電15年補貼年限。于新能源投資企業而言，補貼年限的落地尤為重要，一是長期懸而未決的政策盲區得以消弭，二是補貼確權后，新能源發電資產估值水平、融資能力也將有提高。

　　

　　政策同時明確：“納入可再生能源發電補貼清單范圍的項目，風電、光伏發電項目自并網之日起滿20年后，生物質發電項目自并網之日起滿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，核發綠證準許參與綠證交易。”

　　

　　即為，對于存量并網項目而言，財政補貼退出的時間節點在合理利用小時數、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而言，在項目投資規劃、核準之初，均按照風資源、光照資源確定發電利用小時數，且未對項目全生命周期補貼電量設置上限。根據新政，投資項目只能按照合理利用小時數上限獲得財政補貼，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。

　　

　　從對項目經濟收益的影響看，以青海海南州光伏項目（二類資源區）為例，當地光伏電站在采用雙玻組件、跟蹤支架等條件下，滿發電量可達1600小時左右，但年化合理利用小時數只有1300小時。

　　

　　領航智庫測算，在不考慮多發電量參與市場交易的前提下，50MW光伏發電項目（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。

　　

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

　　

　　行業內的一個疑惑是，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明顯偏低。廣東、福建地區風資源好，大兆瓦海上風電項目年等效發電小時數在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年底并網的時間窗口下，從2019年底、2020年初就進入“搶裝”狀態，海上風電施工成本大幅增加，南方地區工程造價已經突破2萬元/千瓦。在此背景下，如果合理利用小時數減少，項目投資收益率將進一步收縮。

　　

　　新能源資產交易打折，超發電量收益不明確

　　

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

　　

　　當前，民營新能源運營企業在補貼拖欠的壓力下面臨現金流壓力，加之融資成本高（部分企業綜合融資成本在10%以上），新能源資產交易近年進入高頻期。對于曾經滿懷信心的新能源企業而言，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，在中部地區某光伏電站的交易談判中，在合理利用小時數政策出臺后，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%，對應項目資產總值縮水達千萬元以上。

　　

　　高發電小時數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，一是項目補貼規模低于投資預期，二是超發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》規定，納入可再生能源發電補貼清單范圍的項目，所發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，核發綠證準許參與綠證交易。

　　

　　一個現實的困境是，國內綠證交易市場尚未建立。2017年1月，國家發改委、財政部、能源局三部委聯合發布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知(發改能源[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，新能源企業超發電量無法定價，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模也不斷擴大。在這種情形下，新能源超發電量交易價格將隨市場波動，這又成為運營商的新麻煩。