“雙碳”目標背景下光伏產業政策及外部性收益研究

葉愷慧

(中國能源建設集團廣東省電力設計研究院有限公司，廣州 510000)

0 引言

在碳達峰、碳中目標(下文簡稱為“‘雙碳’目標”)背景下，國家發展和改革委員會針對能源電力行業提出了以下脫碳路徑：電源側方面，利用高比例清潔能源發電裝機替代傳統煤電裝機；電網側方面，通過特高壓電網實現大電網互聯；用戶側方面，倡導用電能替代化石能源主導能源消費，實現高電氣化水平的能源使用場景，從而構建清潔低碳、安全高效的現代能源體系和以新能源為主體能源的新型電力系統。預計到2030年，新增電力需求將全部由清潔能源滿足；到2060年，清潔能源裝機容量將達到96%，煤電裝機退出電源供給側，光伏發電裝機將成為最主要的電源供應類型。

面對“雙碳”目標帶來的清潔能源大發展時代，未來新能源發電裝機將呈現爆發式增長。各大發電央企紛紛加快向清潔能源轉型的步伐，在“十四五”期間均大幅提高了各自的清潔能源規劃裝機規模，但受光照資源、土地資源和消納條件等多因素制約，未來光伏發電增量市場規模有限，存量市場并購成為發電央企的重點關注領域。但目前受央企監管要求、補貼拖欠等因素影響，并購估值測算邊界條件趨緊，測算對價普遍偏低[1]。因此，對發電行業投資者而言，未來光伏行業的政策走勢、商業模式發展和增量效益挖掘成為值得關注的重點。本文從光伏行業的政策與商業模式出發，對目前光伏行業發展中的困境和未來政策走勢進行總結和分析；同時針對目前光伏發電項目并購估值偏低的問題，提出碳排放權交易市場(下文簡稱為“碳市場”)等環保外部性收益，并以南方區域某集中式光伏電站為例進行實證分析。

1 光伏行業發展中的困境和未來政策走勢

1.1 多渠道拓寬可再生能源收入來源

1.1.1 配額制與綠證

國家發展和改革委員會、財政部、國家能源局于2017年1月18日發布了《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》(發改能源[2017]132號)[2]，擬進行新能源綠證的核發和認購工作；進而財政部、國家發展和改革委員會、國家能源局又于2020年1月20日發布了《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》(財建[2020]4號)[3](下文簡稱為“《意見》”)，確認從2021年起全面擴大綠證交易的規模，并拓寬綠證的交易場景和方式，可再生能源企業可以通過綠證來替換拖欠的國補。

該《意見》的全面推行，一方面是為了解決新能源發電企業補貼拖欠的問題，新能源發電企業可以將自己的補貼電量以1 MW為單位認購成綠證出售，一旦售出的電量不再享受國家可再生能源電價補貼。另外，在買家方面，綠證作為配額制的補充制度，當某個單位無法完成當年指派的最低消納責任權重時，可以通過綠證交易市場來解決消納缺口。

但從綠證交易制度實施情況來看，根據中國綠色證書認購交易平臺數據顯示，截至2021年底，中國累計核發風電和光伏發電綠證超過0.27億張，但實際成交量不足4.2萬張，僅占核發總量的約0.15%。綠證成交量偏低的主要原因在于替代補貼的綠證價格偏高，以光伏發電為例，近年來光伏發電綠證的價格最高為2017年，達到了0.745元/kWh，2021年光伏發電綠證的均價為0.668元/kWh，在當前可再生能源平價上網的環境下，替代補貼的綠證價格遠高于各地標桿上網電價水平。因此，新能源發電企業放棄補貼，用出售綠證的方式回收資金缺乏可操作性[2]。

1.1.2 碳排放權交易

2021年，國家生態環境部印發《碳排放權交易管理辦法(試行)》(生態環境部令2020年第19號)[4](下文簡稱為“《辦法》”)，明確了碳市場的交易辦法，同時以發電企業為主的企業碳排放指標也將制定并下發，煤炭、石油、天然氣等化石能源使用大戶，將迎來新的碳排放挑戰。

在《辦法》的框架內，超標排放企業主要有3個解決路徑：1)投入資金進行減碳技術研發，避免超標排放罰款；2)超標排放后通過碳市場交易購買碳配額；3)超標排放后接受罰款[4]。

從實施情況來看，在2021年，中國區域碳市場成交量達到1.79億t，成交金額達76.61億元，為2020年各個試點交易所交易總量的3倍。隨著《辦法》的實施，至“十四五”末，碳排放權交易量有望繼續翻番。從價格方面來看，全國市場碳配額均價呈顯著上升趨勢，根據上海環境能源交易所數據顯示，自2021年7月全國碳市場上線交易以來，截止2021年12月31日，收盤價達到了54.22元/t，較首日開盤價增長了13%。

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在目前“雙碳”目標背景下，對于超標排放企業，在應清繳配額5%的范圍內，可通過國家核證自愿減排量(CCER)進行抵消，作為新能源發電企業，則可通過出售CCER來幫助控排企業解決超標排放問題，如果傳統煤電企業同時擁有新能源發電項目作為抵消，就可以節約這部分碳配額交易的支出。在操作層面，可根據國家發展和改革委員會發布的《中國區域電網二氧化碳基準線排放因子OM計算說明》的碳排放因子系數，按煤電項目全生命周期的平均年發電量折算為碳減排量，從而計算全生命周期的碳收益，可以作為傳統煤電企業投資新能源發電企業的一個外部性收益。

1.2 多政策解決新能源補貼拖欠問題

多年來，中國可再生能源行業的發展令全球矚目，開發利用規模不斷擴大，財政補貼為可再生能源的快速發展提供了有力支持，但由于補貼資金來源不足、行業發展初期一些企業或地區非理性投資等原因，補貼資金的缺口越滾越大，而補貼的長期拖欠又令全行業負重前行。

截至2021年底，可再生能源電價補貼資金缺口累計達到3000億元以上。據測算，目前每年征收的可再生能源電價附加資金為當年電價補貼需求資金的一半左右。

近年來，光伏行業出現民企甩賣光伏電站的熱潮，原因之一就是企業深陷補貼拖欠困局、資金鏈緊張。如何徹底解決巨額且不斷增加的存量項目的補貼資金缺口，已成為影響行業長期發展的關鍵問題。下文總結并分析了近期出臺的最新政策趨勢，提出未來補貼拖欠問題的解決思路。

1.2.1 應收賬款申請確權貸款

2021年2月，國家發展和改革委員會等五部委聯合下發了《關于引導加大金融支持力度促進風電和光伏發電等行業健康有序發展的通知》(發改運行[2021]266號)[5]，針對新能源電價補貼拖欠問題，給出了新的解決思路：已進入各批國補目錄的新能源項目企業，對已確權應收未收的財政補貼資金，可申請補貼確權貸款；同時，通過核發綠證來適當補貼貸款產生的財務費用。

1.2.2 拖欠補貼置換新項目開發權

2021年5月，國家能源局發文提出，全國統一可再生能源電力消納責任權重將從2021年的29.4%上升到2030年的40.0%，其中非水可再生能源電力消納責任權重從2021年的12.9%上升至2030年的25.9%；同時，對各省2021—2030年的非水可再生能源消納目標提出要求，在2021年消納目標的基礎上，要求各省非水可再生能源電力消納責任權重年均提升1.25%左右，并遵循“只升不降”原則[6]。

在此背景下，為完成“十四五”開局之年的可再生能源電力消納責任權重，國家能源局于2021年2月26日發布《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知(征求意見稿)》(下文簡稱為“《征求意見稿》”)，提出各省應圍繞“以非水可再生能源電力消納責任權重目標來確定年度風電、光伏發電新增并網規模和新增核準(備案)規模”的思路，對風電、光伏發電項目建設做出規劃；同時，針對消納的保障機制、存量項目建設、分散式風電發展等方面做出指引。

《征求意見稿》指出，原則上各省應有不少于1/3的保障性并網規模，定向用于存在欠補的企業，以減少追討應發的欠補(下文簡稱為“減補”)來獲得保障性并網資格。也就是說，將新項目綁定老項目，新項目建設規模可通過降低老項目補貼的方式獲得。該內容為新能源發電企業的保障并網規模提供了靈活空間，新能源發電企業可根據自身需要來獲得保障性并網資格，有利于“十四五”期間的并網容量向目前裝機規模較大的新能源發電企業傾斜；但該內容同時會對新能源發電企業存量項目收益造成不利影響，在后續的正式發文中也未采用這樣的做法，因此該內容可作為欠補企業一種可探索的辦法和路徑，減補與并網額度之間的兌換機制也有待探索。

1.3 “光伏+儲能”將成為光伏電站的主流開發模式，但受儲能造價和平價上網影響，目前經濟性不足

大規模新能源并網將帶來電力系統“雙峰雙高”和“雙側隨機性”的問題，即電網夏季、冬季負荷高峰，高比例可再生能源、高比例電力電子裝備；風電、光伏發電的波動性和間歇性帶來的電源側出現隨機波動，能源電力系統由傳統的需求側單側隨機系統向雙側隨機系統演進。“雙峰雙高”和“雙側隨機性”將會影響電網的穩定運行、電能質量和經濟調度，在此背景下，為保證電力系統的穩定運行，電化學儲能的需求呈快速增長趨勢，通過儲能裝置的調節，可以改善負荷走向、降低峰谷差、增大新能源電力的接入比例，通過參與系統頻率的調節改善電網的穩定性。從政策層面看，多個省份已出臺政策鼓勵甚至強制新能源配置儲能，配置比例為5%～20%；其中安徽省、湖南省、山東省和新疆維吾爾自治區要求的配置比例高達20%以上，未來“光伏+儲能”有望成為光伏電站的主流開發模式。

從經濟性的角度考慮，目前儲能造價仍然是制約光伏電站配置儲能的主要因素。磷酸鐵鋰電池受材料價格上漲影響，短期內單位造價不會低于2元/W，目前按政策配比要求，將會給光伏電站帶來約10%以上的初始投資造價提升；由于儲能裝置在電源側主要提供削峰填谷和平滑出力曲線的功能，獲得的主要是調峰收益，目前儲能商業模式中經濟性較好的套利和調頻收益很難取得，測算得到項目全生命周期內部收益率將低于國家長期貸款利率。對于新能源投資企業而言，除非國家針對新能源配置儲能提供有力的補償措施，否則目前投資“光伏+儲能”項目的投資收益表現不佳[7]。

1.4 “隔墻售電”政策有望落地，分布式光伏發電迎來新的盈利增長點

2017年10月，國家發展和改革委員會、國家能源局印發了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源[2017]1901號)，提出分布式光伏發電項目可以進行“隔墻售電”，直接售電給電力用戶并向電網支付過網費，但由于申報材料出具、過網費標準等問題，“隔墻售電”試點實施一直未落地。2019年底，江蘇省率先發布并實施有關“隔墻售電”落地配套文件，提出35 kV以下電壓等級、裝機規模小于等于20 MW的分布式光伏發電項目，可以與配電網內就近及符合要求的電力用戶進行交易，并明確過網費計價方式。

相比“自發自用、余電上網”項目，“隔墻售電”用戶選擇靈活，解決了自發自用項目用戶用電不穩定這一痛點；相比全額上網項目，“隔墻售電”模式可以獲得一個相對較高的交易電價；而與常規電力交易相比，“隔墻售電”模式是買賣雙方都可得利的模式，免交最高電壓等級輸配費用和交叉補貼減免帶來的空間，使買賣雙方都能從中獲益。相信等未來“隔墻售電”相關政策明朗后，分布式光伏發電項目“隔墻售電”模式將成為光伏投資者的重要盈利增長點。

2 外部性收益實證分析

光伏發電項目的外部性收益主要包括碳減排、節約標準煤和減少污染物排放等方面，本文選取南方區域某集中式光伏電站的相關數據進行外部性收益的實證分析。該項目并網容量為150 MW，全生命周期為25年；按0.5%衰減系數計算，該項目經營期內平均每年輸送電量合計16.87萬MWh。

2.1 碳減排

該集中式光伏電站作為可再生能源發電項目，相對傳統燃煤電廠，具有減碳節能的優勢，因此本項目的基準線情景為由南方區域電網所連接的并網電廠及其新增發電源替代提供同等電量。根據國家發展和改革委員會應對氣候變化司發布的《中國區域電網二氧化碳基準線排放因子OM計算說明》，南方區域電網二氧化碳排放因子指標值如表1所示。

表1 南方區域電網二氧化碳排放因子指標值Table 1 Index values of CO2 emission factors in the southern regional power grid

根據表1的組合排放因子，可計算得出目標并購項目的碳減排量。選取2021年12月31日的收盤碳排放權交易價格(54.22元/t)，計算得出該項目每年節約碳配額交易支出共600.63萬元。進而考慮2%的通脹系數，在7%折現率下，項目全生命周期的碳減排收益為7001萬元，可以作為傳統煤電企業投資新能源發電企業的外部性收益參考。集中式光伏電站碳減排收益計算結果如表2所示。

表2 集中式光伏電站碳減排收益計算結果Table 2 Calculation results of carbon reduction benefits of centralized PV power station

2.2 節約標準煤

由于光伏電站的能源來源為可再生的自然光照資源，相對于傳統燃煤電廠而言，光伏電站所發電力起到了節約燃料和減少有害氣體排放的作用。選取全國火力發電標準煤耗值作為計算分析的基礎數據，根據中國電力企業聯合會公布的全國6000 kW及以上電廠供電標準煤耗，計算該集中式光伏電站經營期內節約的能源折算標準煤當量，結果如表3所示。

表3 集中式光伏電站經營期內年均節約標準煤計算結果Table 3 Calculation results of average annual savings of standard coal during operation period of centralized PV power station

從表3可以看出：該集中式光伏電站節約的能源折算標準煤當量合計為5.15萬t。

2.3 減少污染物排放

根據《中國區域電網二氧化碳基準線排放因子OM計算說明》，每噸標準煤產生的煙氣量約為14500 Nm3，排放濃度按《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》(發改能源[2014]2093號)中規定的超潔凈達標排放限值要求，即煙塵濃度低于10 mg/Nm3、SO2濃度低于35 mg/Nm3、NOx濃度低于50 mg/Nm3，計算燃煤發電排放系數，具體如表4所示。

表4 燃煤發電排放系數參照表Table 4 Reference table for emission factors of coal-fired power generation

根據表4中的參數及發電標準煤當量，計算該集中式光伏電站每年減少的污染物排放量，計算結果如表5所示。

表5 集中式光伏電站每年減少的污染物排放量計算結果Table 5 Calculation results of annual reduction in pollutant emissions of centralized PV power station

從表5可以看出：該集中式光伏電站每年可實現SO2減排28.18 t，NOx減排40.33 t，灰渣減排769.50 t，煙塵減排8.10 t。計算結果說明該項目的減排效果突出，環境效益明顯。

3 結論與展望

國家“雙碳”目標發布以來，發電央企和地方能源企業均把新能源開發投資作為“十四五”乃至更長一段時間的主攻方向，受用地權和光照資源情況的影響，新增市場受到制約，存量市場的并購成為各大發電企業的重點關注對象。與此同時，新能源補貼持續拖欠、中央發電企業并購參數較高均制約了光伏發電項目的并購估值，影響了企業并購決策。本文從光伏行業的政策與商業模式出發，分析研究了補貼拖欠問題的多種解決路徑，多渠道挖掘了光伏發電項目的收益類型，提示碳市場交易將成為未來新能源發電企業的主要外部性收益來源，并以南方區域某集中式光伏電站為例進行了實證分析，可為光伏行業投資者提供決策參考。

對于各大發電企業而言，可積極利用現有政策，重點關注應收賬款申請確權貸款和拖欠補貼置換新項目開發權的方式助力發電企業擺脫經營困境。對于并購企業來說，在“雙碳”目標背景下，收購決策可考慮納入碳排放權交易等節能減排外部性收益，適當放寬收購邊界條件。