评 | “合理利用小时数”不合理

新能源政策的天平摇摇摆摆，时而向左、时而向右。

（开源：微信公众号“能源杂志”ID：energymagazine 作者：王秀强）

10月21日，财政部、发改委、能源局三部委联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知（财建〔2020〕426号），确定风电、光伏全生命周期利用小时数。

所谓补充通知既有政策修订之意，又有姗姗来迟之态。本次补充通知的核心是合理利用小时数，既关乎存量并网项目的补贴电量规模，又对项目的经济性产生直接影响。

按照426号文，风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。

光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。

在上述基准下，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴；所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

简而言之，政策将非水可再生能源全电量补贴调整为全生命周期补贴。

财政补贴确权，存量项目收益缩水

这是政府管理部门首次明确风电、光伏20年补贴年限，生物质发电15年补贴年限。于新能源投资企业而言，补贴年限的落地尤为重要，一是长期悬而未决的政策盲区得以消弭，二是补贴确权后，新能源发电资产估值水平、融资能力也将有提高。

政策同时明确：“纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，生物质发电项目自并网之日起满15年后，无论项目是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。”

即为，对于存量并网项目而言，财政补贴退出的时间节点在合理利用小时数、补贴期限之间取其一，此举客观上减少了财政补贴的压力，补贴缺口峰值也将提前到来。

但是，对于新能源投资企业而言，在项目投资规划、核准之初，均按照风资源、光照资源确定发电利用小时数，且未对项目全生命周期补贴电量设置上限。根据新政，投资项目只能按照合理利用小时数上限获得财政补贴，项目的投资收益率将同步下降，财务测算模型也将相应调整。尤其对于运营超过10年以上的风电、光伏项目而言，技改、运维等安排预计也将推后。

从对项目经济收益的影响看，以青海海南州光伏项目（二类资源区）为例，当地光伏电站在采用双玻组件、跟踪支架等条件下，满发电量可达1600小时左右，但年化合理利用小时数只有1300小时。

领航智库测算，在不考虑多发电量参与市场交易的前提下，50MW光伏发电项目（标杆电价0.6元/千瓦时、工程造价5元/W）内部收益率将由14%下降至11%，项目全生命周期净利润总额将减少1.2亿元左右。

对于多数投资企业而言，项目建设之初多选择高效发电组件、大功率风电机组，以提高项目发电利用小时数，降低全生命周期的度电成本。但在合理利用小时数的限制下，超发电量非但不能提高项目收益率，且增加了项目经营不确定性。

行业内的一个疑惑是，政策到底是鼓励新技术，还是鼓励低效率？

对于海上风电项目而言，政策影响更明显。显然，海上风电全生命周期52000小时的合理利用小时数明显偏低。广东、福建地区风资源好，大兆瓦海上风电项目年等效发电小时数在3500小时左右，若按照2600年均利用小时、超出电量按燃煤标杆电价测算，一般项目内部收益率（税前）将由13%下降至8%左右。就单个项目（30万千瓦装机、0.85元/千瓦标杆电价）而言，受此影响全生命周期补贴收益将减少20亿元以上。

需要特别注意的是，海上风电在2021年底并网的时间窗口下，从2019年底、2020年初就进入“抢装”状态，海上风电施工成本大幅增加，南方地区工程造价已经突破2万元/千瓦。在此背景下，如果合理利用小时数减少，项目投资收益率将进一步收缩。

新能源资产交易打折，超发电量收益不明确

对于正在进行交易的新能源发电资产而言，受合理利用小时政策出台影响，多数项目面临资产估值下降的新问题。

当前，民营新能源运营企业在补贴拖欠的压力下面临现金流压力，加之融资成本高（部分企业综合融资成本在10%以上），新能源资产交易近年进入高频期。对于曾经满怀信心的新能源企业而言，饱受政策波动之困，甩卖电站资源亦是无奈之举。

领航智库在调研中了解到，在中部地区某光伏电站的交易谈判中，在合理利用小时数政策出台后，项目收购方报出的收购价格由6.5元/W下调至6元/W，项目估值下降接近8%，对应项目资产总值缩水达千万元以上。

高发电小时数原本是提高项目估值的加分项，但在政策影响下反而变成了减分项。原因在于两点，一是项目补贴规模低于投资预期，二是超发电量收益具有不确定性。

按照《可再生能源电价附加补助资金管理办法》规定，纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

一个现实的困境是，国内绿证交易市场尚未建立。2017年1月，国家发改委、财政部、能源局三部委联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知(发改能源[2017]132号)》，绿证的交易仍在自愿认购的阶段，与配额制结合的强制绿证交易市场尚未建立。

基于此，新能源企业超发电量无法定价，绿证交易的收益仍然存在不确定性。

此外，随着国内电力市场改革的不断推进，新能源参与电力市场交易的规模也不断扩大。在这种情形下，新能源超发电量交易价格将随市场波动，这又成为运营商的新麻烦。