燃煤电价改革对光伏项目电价影响：定价之锚切换！

电力18讯：

10月24日，国家发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）。

（http://www.ndrc.gov.cn/zcfb/gfxwj/201910/t20191024_1182055.html）

 

同时，也发布了《发展改革委就深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问》，作为官方解读。

（http://www.ndrc.gov.cn/xwzx/xwfb/201910/t20191024_1182077.html）

 

无论是文件正文，还是解读文件，都提到：

燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”

纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。

将现行“燃煤发电标杆上网电价”机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，对于包含光伏项目在内的可再生能源电价的影响，就是“定价之锚”发生了变化。

 

改革之前，光伏项目的定价之锚是“燃煤发电标杆上网电价”，改革之后，变成“基准价”，而“基准价”仍然（含脱硫、脱硝、除尘电价），即等同于原来的“燃煤发电标杆上网电价”。

综上所述，此次调整对光伏行业的影响大致如下：

 

1、对于不同类型的光伏项目影响

1）对于2020年底前并网的、有补贴的光伏项目（含集中电站、分布式）

无影响。

原来电价=燃煤电价（电网支付）+补贴（基金支付）=建成时批复的标杆电价

未来电价=基准电价（电网支付）+补贴（基金支付）=建成时批复的标杆电价

 

2）对于2020年底前并网的、无补贴的光伏项目

根据2019年1月实施的《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，对于2019~2020年并网的光伏项目：

省级电网企业承担收购平价上网项目和低价上网项目的电量收购责任，按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电项目单位签订长期固定电价购售电合同（不少于20年），不要求此类项目参与电力市场化交易（就近直接交易试点和分布式市场交易除外）。

 

因此，2019年并网的平价上网项目，应该执行今年的脱硫煤标杆电价；2020年并网的平价上网项目，应该执行明年与脱硫煤电价等同的基准电价。

 

3）对于2021年并网的光伏项目

影响会非常大。

随着电改的推进，预期2021年及以后并网的光伏项目，将面临全面的市场化交易，进入交易市场。因此，就无法享受“基准价”的待遇，受到的影响会非常大。

在此情况下，绿证收入、碳减排收入将成为可再生能源项目的变相补贴。

 

2、可能会加剧补贴缺口扩大

未来，“基准价”可能每年都会发生变化。

如果“基准价”走低，则业主获得的电网结算部分减少，补贴部分增加；鉴于目前补贴拖欠的情况，会让业主的现金流变的更加紧张。

同时，电价中补贴部分占比增加，补贴缺口会更大，对行业是负面的影响。

如果“基准价”走高，则上述情况恰好相反。

然而，在电力供求相对宽松的背景下，“基准价”走高可能性不大。因此，此次调整，未来可能会造成补贴缺口进一步扩大。

 

但另一方面，电煤价格高位运行，燃煤发电成本上升，“基准价”走低的空间有限！达到下限15%的可能性极低。因此，对补贴缺口总的影响应该不大。

 

总的来说，个人认为，此次燃煤电价的改革，

1）对于2020年底前并网的可再生能源项目电价影响不大；但对2021年及以后并网的项目，影响会非常大。

2）未来可能会造成补贴缺口的扩大，影响项目业主的现金流。