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根据国家发展改革委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(下称《通知》)明确, 2021年起,对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目,中央财政不再补贴,实行平价上网,按当地燃煤发电基准价执行。《通知》对业界一直高度关注的“平价”概念进行了界定。但是,风光新能源项目实行“平价”上网,也带来了一些问题。
第一个问题,新能源上网电价执行燃煤发电基准价,与新能源成本属性不匹配。
现行燃煤发电基准价源于燃煤发电标杆价。2004年,国家发改委对新投产燃煤机组实行标杆上网电价,并根据上游煤价联动,反应燃料成本变化(燃料成本占比约50%-70%),煤炭成本是大头。
(来源:微信公众号“鄂电价格”ID:edianjiage 作者:范先国 廖伟)
风、光新能源初始投资成本大,后续变动成本低,成本属性与燃煤电厂差异较大。
随着技术发展与规模效应,新能源投资成本在未来仍有较大的下行空间,现行燃煤标杆价(基准价)并不能准确反应风光成本变化。
第二个问题,现行燃煤基准价较高省份,新能源发电容易获得超额收益,可能导致投资失衡。
由于风、光等设备造价全国基本一致,风、光等新能源初始投资全国也基本趋同。但是,不同省份燃煤基准价高低差异较大,这主要反映的是煤炭价格成本因素。
南方省份,广东省燃煤基准价0.453元/千瓦时,周边贵州省燃煤基准价0.3515元/千瓦时,度电相差整整0.1元有余。湖南与贵州交界,燃煤基准价度电相差也约0.1元。
同样投资规模的风、光项目,在平价上网政策下,广东、湖南的效益显然高于贵州,度电收入高约0.1元(三省地理位置相邻)。
由此可见,这个“平价”上网电价差距是非常可观的。
时光倒流到前几年,按照2018年政策,广东、贵州、湖南均属于四类资源区,风电项目统一执行0.57元/千瓦时标杆价。这就是风光新能源“平价”政策带来的矛盾——“平价”前,相同资源区上网电价完全一致,“平价”后,相同资源区上网电价执行各省燃煤基准价,完全不一致,部分省份上网电价差异非常大!
未来湖北“平价”风光新能源效益如何?
根据湖北省风、光项目实际运行情况,采用简化模型进行测算。对于陆上风电,假如初始投资6800元/千瓦,发电小时数1960,20%资本金,25年经营期,则资本金收益率可以达到12.73%,高于能源行业8%的平均水平(测算如下图所示)。
对于光伏电站,假如初始投资3800元/千瓦,实际发电小时数1100,其他条件同前述陆上风电,则资本金收益率也可以达到13.67%(测算如下图所示)。
综上,建议:
第一,逐步脱钩。对于风光新能源项目,已经实行平价上网的,应将其上网电价与燃煤基准价逐步脱钩,各省实行独立的指导价机制;
第二,动态调整。在保持行业合理投资收益的同时,根据初始投入成本变化,动态调整新投新能源指导价,反映新能源设备造价成本下降的普遍趋势,准确给出价格信号,科学引导投资,适度降低全社会用能成本。
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