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1.1 全电量日前市场结算
全电量日前市场结算模式,即光伏电站不签订中长期合约,所有出清电量按照日前市场上的小时价格进行结算,其结算结构图如图2所示。在这种
图2 光伏电站全电量日前市场结算Fig. 2 Whole energy settlement in day-ahead market of PV plant
模式下,光伏电站的收益具有不确定性,无法规避价格风险。
如图2所示,光伏电站每天的收益会随着出清电量和日前价格的变化产生较大波动,无法提前锁定收益,因此按这种模式使得光伏电站的投资方很难提前确定收益进行利润估算。以国外新能源电站投资为例,电站融资时需要向投资方提交商业计划书并阐明通过签订中长期合约未来可以得到稳定的现金流,有助于收回投资成本;由于无法提供稳定收入,全电量日前市场结算这种方式一般适用于已成功收回成本的光伏电站,或者某些运营主体对日前市场电价较为乐观,认为在日前市场进行全电量交易可以获得更多利润的情况。
1.2 签订中长期差价合约
签订中长期差价合约是一种常见的交易方式,其模式如图3所示。光伏电站可以选择与售电公司或者用户签订中长期合同,通过退还合同约定价格和日前市场价格之间的差价提前锁定未来收益,避免电价波动过大带来的风险。
图3 光伏电站签订中长期差价合约Fig. 3 PV plant signing long term contract of difference
中长期合约的签订意味着光伏电站绝大部分发电量都是按照固定价格进行结算,在签约期内可以得到一笔稳定的收益,保证部分投资成本的回收。由于已经锁定了部分收益再加上发电没有燃料成本,光伏电站可以通过报负电价来保证发电量全部出清,实际发电量超过差价合约签约量的部分按照日前价格结算,同时也可以避免博弈边际价格导致电量没有出清的风险。
1.3 固定电价上网
固定电价上网模式较为简单,电价由政府制定,光伏电站所有发电量均按照固定价格进行结算,具体如图4所示。由于电价固定,光伏电站投资主要考虑建设成本、预计发电量和当地上网电价水平,需要计及的市场因素较少,适用于光伏行业初期发展阶段,我国目前主要采用这种交易模式。
图4 光伏电站固定电价上网Fig. 4 PV plant selling electricity with fixed price
该模式的弊端在于政府对光伏发电的政策直接决定了电站的盈利情况,政策风险较大。虽然我国光伏装机容量不断上升,但是受制于高昂的成本,光伏仍然无法与火电等成熟低成本机组竞争,所以固定电价上网模式在较长的一段时间内仍有可能是我国光伏电站的主流模式。
2 不同交易模式光伏电站收益
2.1 不同交易模式收益
光伏电站主要的收益途径来自于发电上网,不同的交易模式决定了光伏电站发电量结算方式的不同,以下分别对上述3种交易方式下的发电收益进行建模。
1)全电量日前市场结算下的电量收益。
光伏电站分时出力按照对应时段日前分时电价结算,其年度收益为
Bda=∑t=18760(Pdat+Psub)QdatBda=∑t=18760(Ptda+Psub)Qtda(1)
式中:BdaBda为光伏电站在日前市场上年度总收益;PdatPtda为日前市场分时电价;PsubPsub为光伏上网单位电量补贴;QdatQtda为光伏电站日前每小时中标电量。
2)签订中长期差价合约的收益电量收益。
差价合约是现货市场中的金融合同,合约中的物理量不具有约束力,不需要强制执行,只有结算意义,故不存在出力与合同签约量不一致导致的惩罚,双方通过返还价差锁定交易价格。合约一般提前数年签订,并约定小时级别分解曲线。由于光伏电站出力集中在6:00—17:00,本文按照上述时段分解曲线;光伏出力具有不确定性,分解曲线无法精准覆盖,故差价合约无法覆盖的部分按照现货价格结算。从规避价格波动提前锁定部分收益的角度,本文规定合约按照固定时段并考虑价格随时间的峰平谷变化,具体如图5所示,图中每一虚线区域对应签约价格与约签约量,没有覆盖的曲线部分即以现货价结算。
图5 差价合约签约Fig. 5 Form of signing contract of difference
差价合约收益为
Bcfd=∑t=18760∑m=13(Pargt,m−Pdat,m)Qcfdt,mBcfd=∑t=18760∑m=13(Pt,marg−Pt,mda)Qt,mcfd(2)
式中:Qcfdt,mQt,mcfd、Pargt,mPt,marg分为第mm段差价合约签约量与约定签约价格;BcfdBcfd为差价合约收益。
在现货市场中,差价合约与日前市场结算相互独立,签订中长期合同的光伏电站在市场出清后的总收益为差价合约收益与日前市场结算收益之和。
Blong=Bda+BcfdBlong=Bda+Bcfd(3)
式中BlongBlong为总收益。
3)固定电价上网的电量收益。
光伏电站所有电量按照固定价格被电网收购,年度收益为
Bfix=∑t=18760QdatPfixBfix=∑t=18760QtdaPfix(4)
式中:PfixPfix为固定上网电价;BfixBfix为固定上网电价模式下年度总收益。
2.2 其他收益
除了卖电收益,光伏电站还享受国家补贴以及通过减少温室气体排放参与碳市场的碳收益。
1)补贴收益。
光伏电站补贴标准由国家发改委制定,电网向电站支付脱硫煤上网电价,政府支付剩余补贴金额,补贴额数为当地光伏上网电价与脱硫煤上网电价的差值,电站年度补贴收益为
Bsub=∑t=18760Pdat(Pfix−Ptl)Bsub=∑t=18760Ptda(Pfix−Ptl)(5)
式中:PtlPtl为当地的脱硫煤上网电价;BsubBsub为电站年度补贴收益。
2)碳收益。
为了鼓励可再生能源的减排作用,光伏电站可以参加中国认证减排量(Chinese Certified Emission Reduction,CCER)项目,获得的年度核算减排量可以在碳市场上进行交易以赚取收益。光伏电站首先要进行年度碳减排量认证,其主要由发电量、组合边际CO2排放因子和项目排放量决定。
组合边际排放因子计算:
ECMy=EOMyWOM+EBMyWBMEyCM=EyOMWOM+EyBMWBM(6)
式中:ECMyEyCM为第yy年并网发电的组合边际CO2排放因子;EOMyEyOM为第yy年电量边际排放因子;EBMyEyBM为第yy年容量边际排放因子;WOMWOM为电量边际排放因子权重;WBMWBM为容量边际排放因子权重。对于光伏电站,WOMWOM取0.75,WBMWBM取0.25。
基准线排放计算方式如下:
By=EPJyECMyBy=EyPJEyCM(7)
式中EPJyEyPJ为第yy年资源减排活动的实施所产生的净上网电量。
年度减排量确定:
Ey=By−PyEy=By−Py(8)
式中EyEy、PyPy、ByBy分别为第yy年的减排量、项目排放量和基准线排放量。对于光伏电站,PyPy一般为0。
光伏电站年度碳交易收益:
Bc=EyPcBc=EyPc(9)
式中:BcBc为年度碳交易收益;PcPc为碳市场价格。
3 投资效益评价模型
3.1 投资评价指标
本文选择了动态投资回收期、内部收益率、效益成本比3个常见的投资评价指标衡量交易模式对光伏电站投资的影响。
1)动态投资回收期。
动态投资回收期为考虑资金时间价值,进行折现后项目净收益可以刚好收回全部投资所需时间。
∑y=1t′−1(1+g)y(1+i0)y(By−Cy)<0∑y=1t′−1(1+g)y(1+i0)y(By−Cy)<0且(1+g)t′(1+i0)t′(Bt′−Ct′)>0(1+g)t′(1+i0)t′(Bt′−Ct′)>0
式中:TT为光伏电站动态投资回收期;By为第y年现金流入量,交易模式对收益的影响主要由该参数体现;Cy为第y年现金流出量,两者之差即为该年的净现金流量;g为通货膨胀率;i0为折现率;t′t′为累计净现金流量值出现正值的年数。
2)内部收益率。
内部收益率为当项目净流入和净流出之和恰好为零时的折现率;内部收益率越高,光伏项目的利润空间越大。
∑y=1N(1+g)y(1+IRR)y(By−Cy)=0∑y=1N(1+g)y(1+IRR)y(By−Cy)=0(11)
式中:IRRIRR为内部收益率;NN为光伏电站运营年限。
3)收益成本比。
收益成本比通过全寿命周期内总现金流入量与总现金流出量的比值反映光伏电站效益;比值越高,代表电站的单位成本产出大,运营效益越好。
π=(∑y=1NBy(1+g)y(1+i0)y)/(∑y=1NCy(1+g)y(1+i0)y)π=(∑y=1NBy(1+g)y(1+i0)y)/(∑y=1NCy(1+g)y(1+i0)y)(12)
式中ππ为光伏电站的效益成本比。
3.2 敏感度分析
本文采用敏感度分析法定量分析不同因素对光伏电站投资的影响程度[14]。
α=|ΔA/AΔF/F|α=|ΔA/AΔF/F|(13)
式中:αα为敏感程度;AA为评价指标;ΔAΔA为评价指标变化值;FF为影响因素;ΔFΔF为影响因素变化值。敏感度可以较为直观地反映投资效益受某类因素的影响程度,若某参数的小幅度变动导致了投资评估指标较大幅度的变化,则说明光伏电站投资对该因素较为敏感。
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