合理规划利用小时数、退补后要靠绿证来看可再次生产的能源新政

时间: 2024-05-24 12:51:14 |   作者: 华体汇app

  2020年1月，财政部、国家发改委、国家能源局印发了《关于促进非水可再次生产的能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号）。近日，三部委再度联合发布4号文的补充通知《关于促进非水可再次生产的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），明确了可再次生产的能源发电合理规划利用小时数、补贴电量、标准等信息。文件的出台，到底对行业和具体项目有哪些影响？

  在1月发布的4号文中，对现行补贴方式规定“已按规定核准（备案）、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴范围的可再次生产的能源发电项目，按合理规划利用小时数核定中央财政补贴额度。”

  根据补充通知，标贴标准＝（可再次生产的能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）－当地燃煤发电上网基准价）／（1＋适用增值税率）。

  可再生能源发电项目全生命周期补贴电量也就是：项目容量×项目全生命周期合理规划利用小时数。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。

  对于存量项目，如果历史上实际发电小时数高于《通知》公布的年均合理小时数，则补贴时限将不到20年；如果项目发电小时数低于合理规划利用小时数，最多补贴20年。

  这是政府部门首次以文件的形式，正式明确风电光伏项目补贴的“全生命周期合理规划利用小时数”和补贴年限。此次，可再次生产的能源项目的补贴小时数、补贴年限、补贴额度都有了明确的说法，解决了长期困扰行业的历史遗留问题，给投资者和长期资金市场吃了一颗定心丸。

  我国对可再次生产的能源发电项目，采取了“固定电价”的补贴措施。可再次生产的能源各类项目发电量的固定收购价格，是按照当时平均投资所需成本、贷款利率、运维成本，以及各资源区保守的等效满负荷小时数，加上合理收益确定的各类“标杆电价”。即按照这一个“标杆电价”，收购“合理规划利用小时数”确定的电量，项目就能达到资本金内部收益率8％－10％的合理水平。

  超过合理小时数的发电量，除了按火电基准电价销售（或者参与市场化交易），还能取得绿证交易收益，多发多得。所以，不需要过多的担心项目收益不能够满足投资要求。

  《通知》连同年初4号文一起完成了对可再次生产的能源项目享受补贴权益的确认，为运用金融手段解决补贴拖欠问题提供了必要条件，为解决补贴资金拖欠问题奠定了基础，补贴拖欠问题有望得到尽快解决。

  明年开始除了海上风电项目，不再新增需要补贴的项目。每个存量项目需要的补贴资金，按照该文件也能够直接进行准确测算。全部可再次生产的能源项目需要的补贴资金总额实现了封口。这为国家相关部门协调金融机构，通过发债方式一次性集中解决补贴拖欠问题提供了基础。企业也可以对确权的补贴拖欠资金，选择通过资产证券化等方式来进行资金的回笼，缓解现金流紧张状况，减少损失。

  4号文规定自2021年1月1日期，实行配额制下的绿色电力证书（以下简称绿证）交易。同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩，持续扩大绿证市场交易规模，并通过多种市场化方式推广绿证交易。企业通过绿证交易获得收入相应替代财政补贴。

  补充通知中再度强调了绿证的作用。当可再次生产的能源发电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。

  目前，全国碳市场建设正加速推进，各省也在陆续出台可再次生产的能源电力消纳保障实施方案。这预示着绿色电力市场将很快激活，绿色电力交易将会不断的提高。绿证交易将为可再次生产的能源发电项目带来额外收入。

  业内人士表示，本次文件的出台，一方面降低了补贴额度，另一方面也带来了政策利好：明确具体项目补贴总额和期限，打消了长期资金市场对存量项目的疑虑；确权为通过发债解决补贴拖欠奠定了基础；补贴和绿证的脱钩为绿色电力交易创造了条件。准确理解，正确把握，可再次生产的能源迎来了大发展的新时代。