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可再生能源的2020:过渡之考

来源:能源评论·首席能源观 | 编辑:能源评论·首席能源观 | 2020年3月17日() | 打印内容 打印内容

这一模式从财务评价角度可以让项目获得不错的收益。但实际操作中,多主体参与其实是一种脆弱的模式。内部沟通机制不畅、外部经济形势不佳,都可能会影响到投资者的经营能力、用电企业的消纳能力和业主对其他相关方的信任度。追加投资、额外沟通等造成非技术成本相应增加,成为影响项目收益和增加收益风险的主要因素。

解决这一问题,一种途径是参照国外模式,即减少中间的投资、融资等复杂的环节,由具备投资能力的业主自行投资和运营,原来投资的开发企业则专注于提供前期交钥匙项目建设和后期项目运维服务。对于业主而言,这种模式的初期收益率可能不会太高,但可减少中间环节,降低沟通成本和潜在风险,并产生相对稳定的长期收益。另一种途径是尽快解决过网费问题,消除分布式可再生能源发电项目市场化交易即“隔墙售电”的障碍。

完善市场机制增强投资吸引力

如果平价上网是“内修”,那么优化市场则是2020年更关键的“外练”。

2019年12月,山西省就《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》征求意见,提出“风电机组安排基准利用小时1200小时、光伏机组安排900小时,实行基准电价之外的电量全部参与市场交易”。如果依此实行,对于部分光伏领跑者项目、风光平价上网项目,则与之前国家规定的政策相悖,对于其他项目,也普遍低于国家规定的全额收购最低保障性小时数,短期看影响项目和企业的收益,长期看或将影响到山西后续可再生能源的发展。

调低风光最低保障收购小时数的地方做法,不限于山西一地。根据可再生能源法执法检查结果,宁夏、甘肃、新疆等省份存在类似情况已有数年。此种情况的出现说明不少地方一方面希翼推进可再生能源的市场化,但在在如何打造一个良性发展的市场上出现了方向性问题。

良性发展的市场首先是要有稳投资的环境。

2019年,尽管全球可再生能源政策趋向是降低电价和去补贴,但由于发电成本下降幅度大,可再生能源领域特别是光伏领域的投资风险明显降低。得益于此,欧洲光伏市场出现了新一轮回暖。根据SolarPower Europe的数据,2019年欧盟国家新增光伏发电装机1670万千瓦,同比增加104%。

但同期我国光伏发电行业却进入了投资倦怠期。2019年国家新安排的2279万千瓦竞价项目中,民营企业投资的比例较既往显著下降,且2019年底如期并网的项目数量不如政策预期,导致这一情况2019年竞价这一新机制出台和实施时间较晚、光伏项目建设和并网时间偏紧是因素之一,但部分民企积极性不高,甚至在取得项目建设资格后无力投资、无力获得融资也是一个因素。金融机构对光伏放贷明显收紧,行业对资本的整体吸引力下滑。

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