可再生能源平價項目的環(huán)境價值體現(xiàn)

截至目前，如何量化可再生能源電力的綠證價值?現(xiàn)階段政策規(guī)定可再生能源企業(yè)出售綠證的價格不得高于對應(yīng)的補貼，但低于對應(yīng)補貼企業(yè)面臨實質(zhì)性虧損，不如等待補貼(綠證如果賣不掉，企業(yè)可以撤銷綠證，繼續(xù)等補貼)。

目前可以出售綠證的發(fā)電項目都是已經(jīng)列入前七批補貼目錄的，肯定能拿到補貼，企業(yè)既沒有太強的動力降價出售綠證，購買方因為價格太高也沒有興趣大規(guī)模采購，因此綠證整體的交易非常清淡，買賣雙方都是一樣在試探摸索，這也是早期綠證市場的必經(jīng)階段。

未來，大量平價可再生能源發(fā)電項目本身沒有補貼，那么是否該發(fā)綠證，一旦發(fā)綠證應(yīng)該如何定價就是今年下半年及明年的政策要點。

從過往的政策討論來看，平價項目毫無疑問是應(yīng)該發(fā)綠證的，出售綠證的收入也能改善一下項目的收益率。平價項目的綠證定價既然沒有補貼的限制，可以放開交給市場。對于前文提到的電力用戶來說，平價項目是最有機會實現(xiàn)合理的成本下完成“電力+綠證”的捆綁采購。

可再生能源提高配網(wǎng)投資收益

增量配網(wǎng)的試點工作已經(jīng)推進到第四批，但是配網(wǎng)的盈利模式至今沒有形成。配網(wǎng)的投資很有價值，但是盈利難度很大。從可再生能源的成本來看，未來，特別是光伏發(fā)電，很有可能成為配網(wǎng)盈利的主要環(huán)節(jié)之一。

從2019年光伏競價指標公示來看，在III類資源區(qū)，普通光伏電站平均電價為0.4589元/千瓦時，最低電價為0.3570元/千瓦時;全額上網(wǎng)分布式項目平均電價為0.4817元/千瓦時，最低電價為0.4110元/千瓦時。而III類地區(qū)是主要的電力市場，也是銷售電價相對比較高的地區(qū)，在這樣的光伏電價水平下，如果售電公司自己投資光伏電站，自主賣電給配網(wǎng)內(nèi)的電力用戶是可以實現(xiàn)較好盈利的。這種情況下，既解決配網(wǎng)的電源，又解決了可再生能源的消納。

當(dāng)然，這種模式還需要進一步的政策支撐。但如果改革步伐放慢或電網(wǎng)企業(yè)阻撓，出現(xiàn)政策和市場需求之間的摩擦，屆時恐怕在盈利的驅(qū)動下，大量配網(wǎng)企業(yè)或配網(wǎng)內(nèi)的用電企業(yè)會在不與電網(wǎng)溝通的情況下自發(fā)地安裝光伏，通過增加防逆流裝置實現(xiàn)純粹的自發(fā)自用。

但光伏發(fā)電還是靠天吃飯，陰天或者出現(xiàn)其他波動的情況下，配網(wǎng)有天然氣發(fā)電或者儲能作為調(diào)節(jié)還好，如果沒有仍需要大電網(wǎng)作為保供電的最后屏障。如果電網(wǎng)不掌握市場中的光伏裝機情況，勢必增大調(diào)度及備用的難度，所以還是需要雙方能夠在信息透明的情況下充分合作。

綜合來看，可再生能源已經(jīng)走過最艱難的時期，現(xiàn)階段的瓶頸是消納問題。未來，在成本的優(yōu)勢下會出現(xiàn)新的商業(yè)模式，消納等問題可以通過技術(shù)手段解決，需要考慮的就是成本和收益的問題。相信可再生能源在“十四五”期間甩掉補貼之后，必將迎來自己真正的時代。