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(fā)改委、能源局三部委聯(lián)合印發(fā)《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)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(tài)。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(guī)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(qū)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(fā)電一類、二類、三類資源區(qū)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(qū)小時數基礎上增加10%。

　　

　　在上述基準下，納入可再生能源發(fā)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(fā)電項目當年實際發(fā)電量給予補貼；所發(fā)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(fā)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(fā)電15年補貼年限。于新能源投資企業(yè)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(qū)得以消弭，二是補貼確權后，新能源發(fā)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(fā)電補貼清單范圍的項目，風電、光伏發(fā)電項目自并網之日起滿20年后，生物質發(fā)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(fā)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(jié)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(yè)而言，在項目投資規(guī)劃、核準之初，均按照風資源、光照資源確定發(fā)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(qū)）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(fā)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(fā)電量參與市場交易的前提下，50MW光伏發(fā)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(yè)而言，項目建設之初多選擇高效發(fā)電組件、大功率風電機組，以提高項目發(fā)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(fā)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(yè)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(qū)風資源好，大兆瓦海上風電項目年等效發(fā)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(tài)，海上風電施工成本大幅增加，南方地區(qū)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(fā)電量收益不明確

　　

　　對于正在進行交易的新能源發(fā)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(yè)在補貼拖欠的壓力下面臨現(xiàn)金流壓力，加之融資成本高（部分企業(yè)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(yè)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(qū)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(fā)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(guī)模低于投資預期，二是超發(fā)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(guī)定，納入可再生能源發(fā)電補貼清單范圍的項目，所發(fā)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(fā)綠證準許參與綠證交易。

　　

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