微信客服
微信公眾號
經過近9個月的漫長等待，合理利用小時數的另一只靴子終于落地了。
10月21日，財政部、發改委、能源局聯合發布《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（下稱《補充通知》），整體上厘清了行業關心的兩個重要問題。
1、明確合理利用小時水平，及按照全生命周期進行總量控制的模式。陸上風電I至IV類資源區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。以20年經營期折算，相當于年合理利用小時數約為2400、2200、2000和1800。同時，政策要求在時間軸上，并網之日起20年、全生命周期合理利用小時數，兩者取最先，第一個時點到達前全部發電量均有補貼，此后不再享受補貼，但可核發綠證、參與綠證交易。同時，裝機容量取核準容量和實際容量孰小，如在核查中發現申報容量與實際容量不符，將按不符容量的2倍核減補貼資金。
2、對補貼電價公式歧義進行了修正，這一點被市場忽視。2019年5月，財政部發布《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》。
由于三北地區新能源項目普遍參與市場化電力交易，文末補貼計算公式中的“電網企業收購價格”引發重大解讀分歧：補貼標準=(電網企業收購價格-燃煤標桿上網電價)/(1+適用增值稅率)2020年1月三部委出臺的《可再生能源電價附加資金管理辦法》延續了這一公式表述，僅基于火電電價機制轉軌將“燃煤標桿上網電價”做了調整，使得市場誤讀進一步加深：補貼標準=(電網企業收購價格-燃煤發電上網基準價)/(1+適用增值稅率)以新疆地區為例，市場化平均交易電價不足0.1元/kwh，遠低于燃煤基準價，照此計算補貼標準則為負數，顯然與事實不符。
本次《補充通知》修改了“電網企業收購價格”的表述，正本清源，減少了不必要的麻煩，是非常重要的釋義。補貼標準=(可再生能源標桿上網電價(含通過招標等競爭方式確定的上網電價)-當地燃煤發電上網基準價)/(1+適用增值稅率)存量資產價值地圖財建〔2020〕4號文發布以來，行業參與者對合理利用小時數導致的補貼打折已經做好了一定程度的心理準備，《補充通知》的發布主要是將不確定轉為確定。
從補貼控制方式來看，由于現金流越靠前越值錢，在補貼總量一致的情況下，采取累計額控制而非當期額控制有利于項目業主基于設備狀態靈活提升早期發電量，在后期度電收益下降后可提早做出退役重置決策，算是不幸中的萬幸。
從不同資源區整體來看，由于各區域合理利用小時數水平與實際發電水平存在差異，未來不同區域的項目估值影響各異，同時也催生了不同的資產管理需求。合理利用小時數水平整體相對合理，但四類風區僅有1800小時，與行業預期存在較大落差。
表1 各資源區存量風電項目不同補貼模式下項目IRR敏感性分析（點擊查看大圖）
（注：造價、標桿電價為預計區域多數存量項目均值，云南、青海、蒙西、新疆月結電價及標桿電價根據實際情況估計，運維費假設保內0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%，殘值率5%，如一省存在兩個資源區以全省平均發電小時匡算）
IV類地區：估值下降，降本>增收，降低OPEX是關鍵
由于電價高而風資源一般，歷史上主機廠家和業主傾向于采用高塔筒、長葉片方式實現以造價換電量，提升IV類地區項目回報。但是在補貼電價打折的情況下，這一努力效果被迫南轅北轍。除了廣東、貴州、海南、河南等省份欠發以外，在其他要素不變的情況下，假設未來發電量為過去五年均值，采用全額和合理利用小時數兩種補貼模式進行敏感性測試可知，大部分IV類地區項目IRR將出現0.1%-0.6%的降幅，福建、四川、廣西尤其是重災區。
由于提升發電量的增收效果邊際效益遞減，對于正在搶裝的項目，如建設方案仍可調整，業主應更關注即期造價降本而非發電量提升；對于已并網項目來說，由于折舊、利息費用等因素已經確定，運維服務應成為降本突破口，業主可以考慮放棄對運維人員數量的執念、接受和推廣集控模式，以運行指標而非管理人數作為考核運維主體的標準。另外，從資產交易來看，部分正在交易的IV地區項目價值應當重估；對于已經完成交割的交易，如協議將“項目能否全電量取得固定標桿電價”作為對賭條件，而項目實際能力遠高于區域合理利用小時數，則對賭條款將被觸發；從資產持有者的角度，尤其是上市公司，則應在年底前對所有存量發電資產進行客觀的減值測試。
表2 IV類地區存量風電項目執行合理利用小時后項目IRR不變所需OPEX降幅
（假設保外首年為保內費用2倍+CPI3%，其他假設如表1）
I-III類地區：估值上升，增收>降本，激發技改+交易熱情
相比，由于限電因素，除云南外，I-III類區域風電項目過去五年實際平均發電小時均低于合理利用小時，而且在紅色預警機制下，上述地區新增項目較少，存量項目大多已出質保期，甚至到了經營期后半程。在合理利用小時的激勵下，未來業主進行技改提效和參與市場化交易的動力將會增強，如風資源和消納條件允許，實際發電小時低于合理利用小時的項目應該成為技改服務商和售電主體的主攻方向，由于回報提升顯著，還可采用收益分成模式。
表3 I-III類地區存量風電項目發電量提升至合理利用小時后項目IRR提升空間
（其他假設如表1）
10月21日，財政部、發改委、能源局聯合發布《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（下稱《補充通知》），整體上厘清了行業關心的兩個重要問題。
1、明確合理利用小時水平，及按照全生命周期進行總量控制的模式。陸上風電I至IV類資源區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。以20年經營期折算，相當于年合理利用小時數約為2400、2200、2000和1800。同時，政策要求在時間軸上，并網之日起20年、全生命周期合理利用小時數，兩者取最先，第一個時點到達前全部發電量均有補貼，此后不再享受補貼，但可核發綠證、參與綠證交易。同時，裝機容量取核準容量和實際容量孰小，如在核查中發現申報容量與實際容量不符，將按不符容量的2倍核減補貼資金。
2、對補貼電價公式歧義進行了修正，這一點被市場忽視。2019年5月，財政部發布《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》。
由于三北地區新能源項目普遍參與市場化電力交易，文末補貼計算公式中的“電網企業收購價格”引發重大解讀分歧：補貼標準=(電網企業收購價格-燃煤標桿上網電價)/(1+適用增值稅率)2020年1月三部委出臺的《可再生能源電價附加資金管理辦法》延續了這一公式表述，僅基于火電電價機制轉軌將“燃煤標桿上網電價”做了調整，使得市場誤讀進一步加深：補貼標準=(電網企業收購價格-燃煤發電上網基準價)/(1+適用增值稅率)以新疆地區為例，市場化平均交易電價不足0.1元/kwh，遠低于燃煤基準價，照此計算補貼標準則為負數，顯然與事實不符。
本次《補充通知》修改了“電網企業收購價格”的表述，正本清源，減少了不必要的麻煩，是非常重要的釋義。補貼標準=(可再生能源標桿上網電價(含通過招標等競爭方式確定的上網電價)-當地燃煤發電上網基準價)/(1+適用增值稅率)存量資產價值地圖財建〔2020〕4號文發布以來，行業參與者對合理利用小時數導致的補貼打折已經做好了一定程度的心理準備，《補充通知》的發布主要是將不確定轉為確定。
從補貼控制方式來看，由于現金流越靠前越值錢，在補貼總量一致的情況下，采取累計額控制而非當期額控制有利于項目業主基于設備狀態靈活提升早期發電量，在后期度電收益下降后可提早做出退役重置決策，算是不幸中的萬幸。
從不同資源區整體來看，由于各區域合理利用小時數水平與實際發電水平存在差異，未來不同區域的項目估值影響各異，同時也催生了不同的資產管理需求。合理利用小時數水平整體相對合理，但四類風區僅有1800小時，與行業預期存在較大落差。
表1 各資源區存量風電項目不同補貼模式下項目IRR敏感性分析（點擊查看大圖）
（注：造價、標桿電價為預計區域多數存量項目均值，云南、青海、蒙西、新疆月結電價及標桿電價根據實際情況估計，運維費假設保內0.06元/w，保外0.12元/w+CPI3%，殘值率5%，如一省存在兩個資源區以全省平均發電小時匡算）
IV類地區：估值下降，降本>增收，降低OPEX是關鍵
由于電價高而風資源一般，歷史上主機廠家和業主傾向于采用高塔筒、長葉片方式實現以造價換電量，提升IV類地區項目回報。但是在補貼電價打折的情況下，這一努力效果被迫南轅北轍。除了廣東、貴州、海南、河南等省份欠發以外，在其他要素不變的情況下，假設未來發電量為過去五年均值，采用全額和合理利用小時數兩種補貼模式進行敏感性測試可知，大部分IV類地區項目IRR將出現0.1%-0.6%的降幅，福建、四川、廣西尤其是重災區。
由于提升發電量的增收效果邊際效益遞減，對于正在搶裝的項目，如建設方案仍可調整，業主應更關注即期造價降本而非發電量提升；對于已并網項目來說，由于折舊、利息費用等因素已經確定，運維服務應成為降本突破口，業主可以考慮放棄對運維人員數量的執念、接受和推廣集控模式，以運行指標而非管理人數作為考核運維主體的標準。另外，從資產交易來看，部分正在交易的IV地區項目價值應當重估；對于已經完成交割的交易，如協議將“項目能否全電量取得固定標桿電價”作為對賭條件，而項目實際能力遠高于區域合理利用小時數，則對賭條款將被觸發；從資產持有者的角度，尤其是上市公司，則應在年底前對所有存量發電資產進行客觀的減值測試。
表2 IV類地區存量風電項目執行合理利用小時后項目IRR不變所需OPEX降幅
（假設保外首年為保內費用2倍+CPI3%，其他假設如表1）
I-III類地區：估值上升，增收>降本，激發技改+交易熱情
相比，由于限電因素，除云南外，I-III類區域風電項目過去五年實際平均發電小時均低于合理利用小時，而且在紅色預警機制下，上述地區新增項目較少，存量項目大多已出質保期，甚至到了經營期后半程。在合理利用小時的激勵下，未來業主進行技改提效和參與市場化交易的動力將會增強，如風資源和消納條件允許，實際發電小時低于合理利用小時的項目應該成為技改服務商和售電主體的主攻方向，由于回報提升顯著，還可采用收益分成模式。
表3 I-III類地區存量風電項目發電量提升至合理利用小時后項目IRR提升空間
（其他假設如表1）
0 條