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之前旱涝保收,晒晒太阳,迎迎大风就能带来不错收益的时代没了,取而代之的是市场化交易,能够获取的价格相比过去有所降低。
假设政策不变情况下的收益和当前政策改变之后的收益之差,就成为了搁浅成本。
项目的资产已经投入,但收入因为政策的调整而不达预期,所以需要一些非市场化手段来补偿这个“成本”。
这也是为何它叫搁浅成本,暂时搁置并非是完全不理。
与之类似的一个成本概念叫做沉没成本,这个概念的应用就广了,但主要是想说一些已经投入,且已经发生的成本不是“真成本”。
这个不是成本的意思是说站在当下的这个时间点上做决策,不要把过去已发生过的这个沉没成本当成此刻决策的依据。
为一个不好看的电影所交出去的电影票钱,为一个不合适的项目已经投进去的时间等等,都是在沉没成本概念的范畴。
但沉没就是沉没了,不搭理就是,而搁浅不一样,还是需要救一下的,尤其是因为政府政策的修改而导致资产方收益受损的情况。
所以,为了解决搁浅成本,去年4月份取消新能源统购后,有些地方出台当地的类政府授权合约政策,为新能源电量保障了一定的收益。
今年发布的136号文也是在为存量项目解决搁浅成本的问题,当然机制电价的政策同样也给增量项目的收益测算提供了一些指引。
我在当时那篇文章的文末留了一个讨论问题:那就用户侧分时电价政策的调整会不会给表后光储带来搁浅成本?
午间谷电严重利亏光伏发电,不断缩小的峰谷价差也让工商业储能苦不堪言。
那么在用户侧的两大项目看来,被调整的分时电价政策影响了自身收入不假,但能说发生了“搁浅成本”么?
我的答案是否定的。
因为分时电价的调整不会给光储带来搁浅成本,收益降低的直接原因虽然是政策的改变,但根本的原因是光储所提供服务的定价依据,多是竞争性的他者价格方式。
定价方式
一件商品或者服务如何定价,市场营销学认为有三种方式,分别是:
基于生产成本+期望利润定价
基于产品或服务价值定价
基于竞争对手价格定价
表后光伏和储能最常见的定价方法就是合同能源管理,多是以及节约电费分成的方式来进行定价。
比如说光伏每一度自用电量,按照同时段网侧供电单价打个折扣;再比如储能每一度放电量,也是瞄着放电时段电网供电价格的方式进行让利。
也就是说光储定价定了浮动价格,浮动的是相对于基准的下浮比例,但是基准可能是变动的,也就是网侧供电价格不会是一成不变的。
现在搞电力市场化改革,取消了目录电价,每个月用户的分时到户电价都不一样,不过相对来说各时段内的价格波动不大,峰就是峰,谷就是谷。
但到底这个时段是峰还是谷,分时价格怎么计算却受分时电价政策的影响。而政策之所以要调整,就是我们之前文章提及的各类因素,包含一些市场上的价格信号传导,也包含一些政府所期望的消纳和发展等行政诉求。
光储定价依据的是一个受电力市场营销,受行政政策影响的他者价格,而这个他者就是网供电,一定程度上和光伏的自用电量以及储能的放电量形成了“竞争”。
而这种依据竞争来定价的方式显然就会受到他者价格的影响,进而就受到了政策的影响。
不过分时电价政策不针对任何光储,它最直接的影响者是工商业用户的用电量,政策的确立不是为了光储而立,但因为光储选择的定价方式,导致最后看起来好像政策定点针对光储一样。
可以这样想,先有分时电价政策规定用户用电的价格,后才有光储项目的兴起,也就是说分时电价不直接为光储的收益服务,不像集中式那样的政策,点对点定好电站上网一度电多少钱。
就因为这样,集中式统购政策取消,相当于当初的政策“失信”,所以才发生搁浅成本,搁浅就要想办法处理,于是有了之前的政府授权合约和现在的机制电价政策。
而分时电价政策调整直接影响的是用户各时段用电价格,然后再间接地影响光储收益,而且后面这个影响链路是光储和用户之间协商出来的,并不是政策直接指定的。
所以综上,他者定价的方式,因为他者受政策波动影响,而把这份影响也波及到自身,认为是政策的修改让自身产生了搁浅成本的话,我觉得理由不充分。
跳出现有方式
未来如果继续维持他者定价,那么收益就会随着政策一直波动。
如果无法忍受这个事儿,就需要跳出这个以电量电费节降为唯一收益来源的循环圈,把整个目光放到更大的流程中。
在前端,把不必要的前期投入尽量降低,在后端,随着电池材料回收等领域不断完善产业链,资产的残值处理也会提高全周期的回报。
在中间的应用环节,要结合光储项目最基本的功能找到更多的应用场景,摒弃原有自发自用、削峰填谷的单一思维。
同时要学习当地批发侧以及零售侧交易规则,看懂电费怎么算的已经是基本要求了,明白电费单上数字的由来需要更多的功夫。
困难是暂时的,机会还是有的。
暂时忘记所谓的“搁浅成本”,其实它并不存在,只是需要我们跳出原有的框架,在更广阔的电力市场,在更丰富的应用场景里去发现表后资源的更多价值。
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