深度：光伏电站的“常利”时代

综观此次电力体制改革，包括光伏在内的新能源被提到了空前的高度，尤其是其中赋予新能源“优先发电”、“优先调度”的权利，无异于为在价格竞争中仍处于极大劣势地位的新能源，争取了特殊的市场发展空间。

与此同时，对于困扰行业已久的“弃光”问题，也给出了较为明确的解决思路，包括加大外送能力、解决调峰能力不足以及通过相应的经济补偿，保证光伏电站的基本利用小时数。

不过，最值得注意的是，本次电改的一大主要目标是，还原电力的商品属性。这也就意味着，电力行业将从原有的寡头垄断行业变为一个市场化占主导的行业，与之相对应的潜台词是，行业的整体盈利水平也将回归于正常。

在此次电改中，尽管新能源行业备受额外“关照”，但在整体行业逐渐脱去垄断外衣的大背景以及从官方的措辞来看，包括光伏在内的新能源也将逐步的市场化，尤其是在电站最为重要的收益率方面。

在此次对电改的解读中，国家能源局新能源司负责人就表示，在存在新能源限电情况的地区，拟通过发电计划方式优先安排一部分新能源保障性发电量，保障新能源项目合理收益的基本利用小时数。其余超出保障性范围的新能源发电量，鼓励参与市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。

这预示着，光伏发电极有可能会就此如同其他行业一样，进入一个收益率相对稳定的时代，尤其是在电力行业告别“垄断”还原其商品属性的大环境下。

对于光伏电站的经营者而言，这可能是一个“微利”处于常态的时代，是一个靠“规模取胜”或者依靠发电、售电侧等综合收益来获得生存发展的时代。

一、政府定价：光伏电站收益的命脉

近日，随着若干配套文件的发布，备受瞩目的电力体制改革，即将获得更深层面的推进。

综观此次电力体制改革，包括光伏在内的新能源被提到了空前的高度，尤其是其中赋予新能源“优先发电”的权利，无异于为在价格竞争中仍处于极大劣势地位的新能源，争取到了特殊的市场发展空间。

从此次发布的电力体制改革的配套文件来看，在未来的电力市场中，将有两种价格并存，一类仍然延续政府定价，另一类则通过公开的电力交易市场形成。

具体到光伏而言，从相关措辞来看，初期可能会允许光伏电站不参与电力市场交易，其全部电量均可以由政府定价来收购。但随着时间的推移以及电力体制改革的不断推进，光伏发电可能也将拿出部分的电量来参与市场交易。

基于此，不论是对光伏电站，还是整个电力体制改革而言，如何确定政府定价的电价标准，将成为关键。原因很简单，如若大幅高于电力交易市场中的电价水平，肯定会很难吸引发电企业参与电力市场的交易，也就不利于电力交易市场的尽快形成以及电改的推进。

在就此次电力体制改革配套文件回答记者提问时，国家发改委以及国家能源局有关负责人的预期是，在电力体制改革后，输配电价相对固定，发电价格的波动将直接传导给售电价格。当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。

更直接的说，电改后，电价将会出现一定程度的下降。

优先发电

对于电力体制而言，其大体包括以下几个方面，发电、电力市场以及电力交易、输配电、售电侧。而对于发电企业而言，重要的则包括发电计划的管理措施、电力交易以及售电测。

就在11月底，国家发改委以及国家能源局一口气发布了有关电力体制改革的6个配套文件，基本上已经涵盖了此次改革的各个方面，这也意味着讨论多时的电力体制改革终于要迎来全面推进时期。

就此次发布的配套文件的内容来看，此次电改，可谓是将光伏在内的新能源发展提到了一个较高的位置。

具体而言，在发电方面，《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确了建立优先发电制度的要求，各地安排年度发电计划时，要充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电。

而《关于推进电力市场建设的实施意见》则明确，电力市场建设的实施路径是：有序放开发用电计划、竞争性环节电价，不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制。

此外，上述《实施意见》还要求，选择具备条件地区开展试点，建成包括中长期和现货市场等较为完整的电力市场;总结经验、完善机制、丰富品种，视情况扩大试点范围;逐步建立符合国情的电力市场体系。其中特别规定，要形成可再生能源参与市场竞争的新机制，规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

政府定价成关键

根据此次电力体制改革，在电力市场建设以及电力交易中，并不强制发电企业参与电力交易。仅表示，符合准入条件的用户，选择进入市场后，应全部电量参与市场交易，不再按政府定价购电。对于符合准入条件但未选择参与直接交易或向售电企业购电的用户，由所在地供电企业提供保底服务并按政府定价购电。用户选择进入市场后，在一定周期内不可退出。

上述表述意味着，在今后的电力市场中，仍将存在两类价格，政府定价以及市场交易价格。而根据官方的预测，当前，在电力供需较为宽松、煤价降低的情况下，拥有选择权的电力用户通过与发电企业直接交易，可以降低用电成本，从而为电力用户带来改革红利。

换句话说，今后，电价将会出现下降。

发改委还表示，从已经批复的我国第一个按照“准许成本加合理收益”原则测算的、能够直接用于电力市场交易的省级电网独立输配电价的内蒙古西部电网首个监管周期输配电准许收入和电价水平来看，通过成本监审核减不相关、不合理成本，电价出现了一定的下降，降价空间主要用于降低蒙西电网大工业电价每千瓦时2.65分钱，降价金额约26亿元。

综合国内的经济形势以及电力行业的特性，在以价格决定一切的直接电力交易中，电价仍有一定的下降空间。这也意味着，对于与其他常规能源相比，价格并不占优势的光伏而言，可能并不具备参与直接电力交易的基础和条件。因此，对于光伏电站而言，其收益将取决于政府定价。

不过，也有业内人士认为，结合中国发电主体基本处于几家独大的形势以及电价并未完全反应外部环境成本的情况下，尤其是对于诸如一些火电外送大省而言，在电力逐渐市场化的情况下，其是否会将电力企业的外部环境成本显性化，将成为决定今后电价走势的关键。

而就此次发布的电力体制改革的配套文件的相关措辞来看，初期可能会允许光伏电站不需要参与电力市场交易，其全部电量均可以由政府定价来收购。但随着时间的推移以及电力体制改革的不断推进，光伏发电可能也将拿出部分电量来参与市场交易。

在新近出台的电力体制改革的配套文件中，为一直困扰光伏电站的顽疾——“弃光”，给出了相应的解决思路。

根据《关于有序放开发用电计划的实施意见》，在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。

与此同时，还将建立适应可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。

而针对光伏发电的发电区与用电区分离的这一特征，则表示，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。

不过，尽管相关部门已经明确给出了“限电”的解决思路，但从其相关措辞来看，对光伏发电的所有电量并非是照单全收、100%完全上网，而只是保证将光伏电站维持在某一个合理的收益率之内的电量给予完全上网。

换句话说，对于光伏电站而言，极有可能会就此如同其他行业一样，进入一个收益率相对稳定的时代，也不排除是“微利”时代，尤其是在电力行业告别“垄断”还原其商品属性的这一大环境下。

“限电”是体制机制问题

对于近几年的光伏电站而言，“限电”可谓是一个颇为头疼的顽疾，这其中尤以地面电站发展迅速的西北几个省份较为严重。

资料显示，在最受关注的“限电”中，新疆以及甘肃的情况较为严重，占了全国全部弃光的93%，其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，新疆(含兵团)弃光电量10.4亿千瓦时，弃光率20%。

有业内人士还透露，除了被国家能源局点名的新疆和甘肃外，近来风头正劲的宁夏的情况同样也很严重。

不过，在以往的就“限电”这一问题的成因上，大都归咎于发展速度过快以及与电网建设不匹配、当地的消纳能力不足、调峰问题等。

而在此次国家能源局新能源司负责人就电改推动可再生能源并网消纳答记者问时则表示，近年来，并网消纳问题始终是制约我国可再生能源发展的主要障碍。今年以来新能源消纳形势更加严峻，新能源与常规能源之间的运行矛盾不断加剧。大量的弃风、弃光现象既造成了可再生能源资源的巨大浪费，削弱新能源行业发展动力和后劲，也严重影响国家加快生态文明建设战略的实施和能源结构的调整步伐。在目前情况来看，除了技术因素外，出现并网消纳问题更多是体制机制原因。

上述人士还表示，从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风弃光弃水问题，将是考量本次电改成效的重要目标之一。近期出台的6个电力体制改革配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风弃光弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。

规模取胜

对于如何解决“限电”问题，官方此次也给出了相应的对错，具体来看，主要涉及调度、跨区消纳、调峰等。

在优先发电和调度方面，则包括在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。

而针对光伏发电的发电区与用电区分离的这一特征，则表示，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。

在电力交易方面，则提出“形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，提高可再生能源消纳能力。”

此外，在调峰方面，也给出了相应的安排，要求自备电厂参与提供调峰等辅助服务，并推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。

不过，尽管相关部门已经明确给出了“限电”的解决思路，但从其相关措辞来看，对光伏发电的所有电量并非是照单全收、100%完全上网，而只是保证将光伏电站维持在某一个合理的收益率之内的电量给予完全上网。

在此次答记者问中，前述国家能源局新能源司负责人就表示，在存在新能源限电情况的地区，拟通过发电计划方式优先安排一部分新能源保障性发电量，保障新能源项目合理收益的基本利用小时数。其余超出保障性范围的新能源发电量鼓励参与市场交易，通过市场竞争机制保障优先上网。

该人士还表示，通过这种保障性发电量的方式，既保障了新能源项目的基本收益，也将促进新能源产业的发展进步。

这也意味着，对于光伏电站而言，极有可能会就此如同其他行业一样，进入一个收益率相对稳定的时代，也不排除是“微利”时代，尤其是在电力行业告别“垄断”还原其商品属性的这一大环境下。而对于光伏电站的经营者而言，这可能是一个“微利”处于常态的时代，是一个靠“规模取胜”或者依靠发电、售电侧等综合收益来获得生存发展的时代。

对于破解困扰光伏行业已久的“限电”问题而言，大规模外送，仍然是必不可少的措施之一。

不过，在电力体制改革不断推进的大背景下，对于位于不同区域的光伏电站而言，所面临的外送市场需求情况，可能也会出现一定的分化。因为按照电改给出的设计方案，对电网公司的角色定位类似于高速公路，对输送的电力收取相应的传输费用。

根据发改委此前发布的《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(以下简称“通知”)，跨省跨区送电价格主要通过协商或市场化交易方式确定。而对于其中的电网部分的费用，发改委则表示，将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格(含线损，下同)。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则，将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。

可以预期的是，在电力供应日益宽松以及电价趋向由市场决定的大趋势下，对于主要的电力外送地区尤其是西部的几个光伏大省而言，在电力的外送方面的竞争也将日趋的激烈。而如何保证本地区能有更多的新能源电力外送，将成为这些地区的考验之一。

国家电网公布的数据显示，2014年，国家电网公司经营区域内跨区跨省交易电量共完成7252.16亿千瓦时，同比增长12.03%。其中，风电、光伏等新能源跨区跨省外送电量全年达190亿千瓦时，同比增长90%。

简单计算可知，即便这190亿千瓦时全部用来输送光伏，其对应的装机规模也仅在10多个吉瓦。

外送仍是必由之路

根据官方给出的破解新能源“弃光”、“弃风”这一问题的解决思路，可再生能源电力外送消纳是其中的主要一条。

近日，在就电力体制改革如何推动可再生能源并网消纳回答记者提问时，国家能源局新能源司负责人表示，在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划的同时，将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。

此外，在电力外送方面，还将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。

数据显示，2014年，全国跨省区送电量约为8000亿千瓦时。而国家电网公布的数据显示，2014年，国家电网公司经营区域内跨区跨省交易电量共完成7252.16亿千瓦时，同比增长12.03%。其中，风电、光伏等新能源跨区跨省外送电量全年达190亿千瓦时，同比增长90%。

尽管近几年由于西部省份光伏电站高速发展而带来的“弃光”、“弃风”问题一直伴有争议，但有业内人士认为，对于中国的光伏发电而言，在西部地区发展大型地面电站是保证其高速发展的前提。

在这种情况下，远距离、大规模外送，将是制约中国新能源发展的主要瓶颈之一，但与此同时，也是必由之路。

地区竞争加剧?

根据此次电改给出的方案，对电网的定位将类似于高速公路的角色。这也意味着，在未来的电力市场竞争中，输送距离将成为最终电价的一个主要组成部分。

在此前下发的通知中，发改委表示，跨省跨区送电电价，由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上，在贯彻落实国家能源战略的前提下，按照“风险共担、利益共享”原则协商或通过市场化交易方式确定送受电量、价格，并建立相应的价格调整机制。而对于其中的电网部分的费用，发改委则表示，将组织对跨省跨区送电专项输电工程进行成本监审，并根据成本监审结果重新核定输电价格(含线损，下同)。输电价格调整后，同样按照“利益共享、风险共担”的原则将调整幅度在送电方、受电方之间按照1:1比例分摊。

对此，有业内人士认为，可以预期的是，在电力供应日益宽松以及电价趋向由市场决定的大趋势下，对于主要的电力外送地区尤其是西部的几个光伏大省而言，在电力的外送方面的竞争也将日趋的激烈。而如何保证本地区能有更多的新能源电力外送，将成为这些地区的考验之一。

“虽然，有些电网是专项线路，带有自然垄断的属性，但这样的线路毕竟是极少数，大部分电网是同时经过好几个省份的。这样，如果在考虑输送距离的情况下，不同省份所送出的电力的最终电价可能就会不一样。当然，对于那些火电同样发达的省份，其可以选择打捆的方式，通过火电部分的让利，来拉低综合电价，也是可能的思路之一。”有市场人士表示。

内蒙古发布的一份数据则显示，2014年，内蒙古外送电装机2600万千瓦，外送电量1460亿千瓦时，占全国跨省送电量的18.5%，连续10年居全国首位。

上述市场人士认为，与西部省份相比，未来，中部的一些省份可能更具有区位优势，毕竟这些省份距离电力的主要消纳地——东部，更近。

文章作者：张广明