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Q6: 20年价格不变这个事情,电网那边以什么方式来承担这个成本的波动呢?
A:现在对于电网来讲,如何来对冲波动,我们还不得而知,但是根据以前的经验的话,需要电网把价格波动的这部分,成本也好,收益也好,算到运营成本里面去,再分摊到相应的输配电价中,这个是我们的一个猜想。根据其他国家的电力市场经验,长期来看的话,电价在10年这种阶段中还是会逐步上升的,所以对于电网来讲,我相信他们的压力不会很大,这是一个模式的重大改变,还是看电网下一步针对这些项目能够拿出一个什么样的细则出来。
Q7:企业端有锁定10年、20年的需求吗?
我相信他们是有锁定需求的,因为发电企业的话,特别是龙头项目的大型发电企业都是大型央企为主,他们并不需要一个超高的回报,但是他需要一个非常稳定的回报,对于能够满足他们投资收益的项目能够接受,但是这个投资收益是要求非常稳定且风险比较低的,如果电网能够承担电价波动的话,对于这些项目还是具有很强的吸引力的。
Q8:未来会存在到期之前,有相应条件的投资方也好,地方政府也好,他会抢着把这个项目在两年之内上掉吗?各地区的需求,咱们有大概估算过它的体量吗?
A:对于这个体量,要看下一步电网的配合程度,才能做更准确的市场体量的预测,按照本通知要求,在2020年只要核准并开工的项目都适用于这个政策,在经营周期内都是会保持不变的。那么我刚才讲的,2020年之后适时调整政策,也是为2020年以后核准以及开工的项目来准备的,对于当前两年的固定周期来讲,我们相信政策还是会比较稳定的。
Q9:这次政策对于地方政府的强制性能有多大?您能界定下这次政策对于光伏的影响程度吗?
A:刚才我们也介绍了,目前这个政策是对于各地方是可以自行开展研究的,它是对整个光伏在指标、规模之外的一个新增的开发模式,它是完全一个新增的量。对于整个光伏市场,包括风电市场,还是有比较强的利好。对于强制要求地方,我们认为平价这个项目并不会对地方形成强制,而是说地方有自主的意愿去做的前提条件下,是强制要求地方实现土地成本的下降,以及并网消纳整体的成本的一个下降,来帮助开发企业实现平价。
Q10:电网企业应该确保所发电量全额上网,我如果是一类地区的话,我就保证1500个小时,这1500个小时都是按照煤电的标杆电价上网,超过1500个小时按照发电权卖出去?
A:更细的细则,现在在文件中不是特别明确,各省都有不同明确的小时数,我们认为还是会配合发电小时的,发电小时数内的部分全额收购,发电小时数以上的部分可以参与定价,虽然文件中没有明确这一块,但是我们看到京津冀首个推出地方性的分布式相应政策的时候,也是提出了这么一个操作的办法,所以这种可能性是比较大的。
Q11:文件中提到的未在规定期内建好的项目,到底要怎么处理?
A:2020年底前核准备案并开工建设的都能够享受这个政策,参与这个项目的还是普遍比较大的企业,他们在时间节点方面的把控不会出现太大的问题,在2020年之前能够开工,其实整个项目都还是比较有保障的,问题是不大的。目前并没有要求2020年底之前一定要完成并网,要求只要开工建设就可以了。
Q12:有一些项目可能指标额度没达到,有些地方已经核准了让它建,等着拿指标,这些项目您这边接触下来有多大的一个体量?属于黑户或者是拿到了筹建资格但是还没有建的项目有多大的体量?
A:对于黑户的电站也是市场中比较关心的,有一部分省份,像河南、江西,还有安徽,每个省差不多有2个GW的指标,据我们了解,有一部分已经并网,拿火电的电价,有一部分连网都没有并上,这个量还是不小的,全国范围内,我们预计有15GW以上,这只是我们的统计,未来这些项目如何解决,看后面最新的管理办法。
Q13:我想跟您请教一下,这类项目的话,比如说这些黑户或者说他没有拿到指标的自己先建了,是为了以后争取进入目录呢,还是他就不需要进入目录?
A:对于业主来讲,他还是希望能够有指标,一方面,原来建设的成本比较高,指标是否能拿到就要看具体的情况了,从能源局的角度来讲,他们并不希望开这个口子,现在的指标解决过去的问题,那就等于鼓励先建先得,其实并不利于它整体的管理,但是这个也是历史的问题,以后也不会存在这个问题了,那就看发展阶段积累的这个问题在后面两年怎么来解决,它是能够通过市场化交易呢,还是通过平价上网来解决呢,现在真是不得而知。
Q14:有没有这类项目,就是它已经拿到了一些指标,但是他没有开始建设?
A:现在的指标是有有效期的,如果他不在有效期建完的话,也是会被废止的。各省发指标的时间进度都不一样,要看各省的文件。
Q15:每个指标会有一个时间区间,让你在这个时间段完成这个项目的建设?
A:对,指标是有有效期的。
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