华能天成融资租赁有限公司 吉伦奇 刘亚卿

在国家能源转型的战略背景下，为推动构建新型电力系统，保障电力系统安全、优质、经济运行，有效规范电力系统并网运行管理和辅助服务管理，由国家能源局、国家电力监管委员会以及各区域电力监管机构（东北、华北、西北、华东、华中、南方能源监管局）先后制定并发布了全国及各区域《发电厂并网运行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（下称“两个细则”）。但通过对风电、光伏等可再生能源并网电厂进行考核，以平衡传统火电与可再生能源之间的出力及利润分配，势必对可再生能源发电项目的收益造成一定负面影响。本文系统论述了“两个细则”的内涵，并在此基础上提出在其保障下我国可再生能源持续健康发展的政策建议。

“两个细则”的产生与发展历程

近年来，伴随可再生能源电力的蓬勃发展，光伏、风电等电源的发电出力不均衡问题日渐凸显，在储能技术尚未发挥有效作用前，火电等其他电源提供的辅助服务支持变得尤为重要，但随之带来的电力调度机构运营管理难度也持续上升。为保障电网运行的安全稳定性，均衡不同发电厂的利益，2006年国家能源局、国家电力监管委员会先后发文对并网发电厂的管理要求予以明确。

2006年11月3日国家能源局发布《关于印发〈发电厂并网运行管理规定〉的通知》（电监市场〔2006〕42号）（下称“42号文”），明确对电力调度机构已投入运行的并网发电厂运行情况进行考核。考核的目标是确保并网发电厂涉及电网安全稳定运行的相关指标需符合电力监管机构及所在电网有关安全管理的规定。考核实施方式为扣减电量或收取考核费用。另外“42号文”明确要求，各区域电力监管机构根据本规定组织电力企业制定本区域发电厂并网运行管理细则。

2006年11月7日国家电力监管委员会发布《关于印发〈并网发电厂辅助服务管理暂行办法〉的通知》（电监市场〔2006〕43号）（下称“43号文”），明确对于除正常电能生产输送与使用外，由电力调度交易机构遵循“按需调度”的原则，根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电企业、电网经营企业和电力用户向并网发电厂提供辅助服务的管理办法。同时“43号文”要求各区域电力监管机构根据本办法、结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要制订辅助服务管理细则。

前述辅助服务可进一步细分为基本辅助服务和有偿辅助服务。其中基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等为了保障电力系统安全稳定运行、保证电能质量发电机组必须提供的辅助服务，属于无偿提供的辅助服务；有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节等，由接受相关有偿服务的发电厂予以补偿。电力调度交易机构负责按照专门记账、收支平衡、适当补偿的原则，对辅助服务的情况进行计量与考核，并负责建立辅助服务补偿机制，总体按照补偿成本和合理收益的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿，补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足部分按统一标准由并网发电厂分摊，分摊的权重根据发电厂所在电网区域的实际情况确定。

2006年国家能源局、国家电力监管委员会发文后的十余年时间内，受到可再生能源在地方电源占比较小等因素影响，各地区“两个细则”并未实质推进。但近年来随着可再生能源的规模化高速发展，可再生能源装机容量在各地电源中的占比大幅提升，自2019年开始，各区域电力监管机构陆续根据“42号文”和“43号文”要求，同时结合本地区电力系统实际和电力市场建设需要，密集出台“两个细则”的地方配套细则，并在各个区域范围内发布执行，2020年部分区域对范围内发电电厂“两个细则”的考核及补偿结果进行公示。

“两个细则”对可再生能源发电项目的负面影响

“两个细则”的落地实施，一方面对于鼓励传统并网火电厂提供辅助服务、保障电网安全运行具有积极意义；但另一方面对于风电、光伏已并网项目的收益空间造成挤压，短期内使得前期已投资项目的投资回报不确定性上升，而中期则可能对风电、光伏项目新增投资起到抑制作用。

一是在年度趋势上，“两个细则”考核费用占比呈现逐年快速上升趋势。2019年区域政策落地实施初期，“两个细则”考核费用占电站项目结算电费比例总体约在5%以内，对项目整体经济性的影响相对较小；而截至2021年一季度末，在可供监测的项目样本中发现这一比例最高提升至32.87%，呈现快速上升态势。在上限要求方面，根据国家能源局东北监管局2020年发布的《东北电力辅助服务市场运营规则》中相关政策规定，“两个细则”考核费用占电站项目结算电费比例最高不超过60%，反映出目前执行的考核占比后续或将进一步升高。

二是在区域上，经过对样本项目的监测发现，东北、西北区域的风电、光伏项目受到“两个细则”考核影响尤为显著。各区域“两个细则”考核费用占项目结算电费比例（年平均值）分别为：东北区域（黑龙江风电32.87%、光伏14.00%；吉林风电31.96%、光伏6.51%；辽宁风电11.52%、光伏6.25%），西北区域（陕西风电8.86%、青海风电4.78%、甘肃风电12.40%、甘肃光伏3.21%、宁夏光伏18.01%、新疆光伏31.75%）华北区域（河北风电1.78%、山东风电0.62%、山东光伏1.16%、山西光伏1.87%），华中区域（江苏风电1.70%、四川光伏1.93%、安徽光伏0.81%）。从区域维度看，东北、西北省份“两个细则”考核影响显著高于华北、华中区域；而在东北、西北省份中，黑龙江、吉林、新疆、宁夏的“两个细则”考核及分摊补偿费用占项目结算电费比例尤其较高；而在华北、华中等消纳较好的地区，其“两个细则”考核占比则普遍在2%以内，整体占比较低。

三是在子行业上，风电项目考核占比多高于光伏项目。在可供监测的电站项目样本中，除山东省外，其他地区在同一区域内的风电项目考核占项目结算电费比例均高于光伏项目，这一特征在黑龙江、吉林的风电项目中表现尤为突出，主要受当地风电项目占比较大且出力较多影响，导致其考核分摊费用比例较高。

四是由于各地区的考核参数设计复杂且考核标准不够透明，加大了对政策影响的分析和预判难度。例如，根据“43号文”辅助服务费用“分摊的权重根据发电厂所在电网区域的实际情况确定”，然而在各区域的配套细则中对于分摊权重的具体确定标准并未予以明示。通过对比同一区域内相同装机规模下的可再生能源电站可知，相关电站的考核及补充分摊费用存在较大差异，难以捕捉考核结果的内在计算标准一致性与规律性。

五是关于考核费用的扣减方式，在时间上以及对于存在分期项目的考核主体选择上呈现不规律性，使得部分风电、光伏项目电费收入的稳定性显著下降，项目按期偿债能力的不确定性显著上升。通过监测发现，部分项目未按制度约定执行，存在跨年结算、跨季结算、跨月结算及一次性结算过去某一阶段费用等情况，导致当季电费收入大幅减少，项目面临阶段性债务逾期的违约风险；例如，有的项目公司内共有3期电站，而所有电站的考核费用均集中在其中的1期项目电费收入中予以扣减。

综上所述，一方面，在“两个细则”考核占比较高区域相关风电、光伏项目投资回报空间受到显著压缩，电费收入的持续稳定性难以得到保障，相关项目的投融资风险随之升高。以东北区域某风电项目为例，在其他参数不变的情况下，考虑“两个细则”考核及补偿分摊费用支出，该项目的税后全投资收益率从9.8%下降至6.6%，而债权融资的项目综合偿债倍数则从1.38倍下降至1.15倍，无论从投资角度还是融资角度项目风险均有所上升。另一方面，受到政策透明度低及后续政策影响高度不确定性因素影响，中期或将影响相关地区可再生能源项目新增。特别是对于现阶段“两个细则”考核占比已经较高的东北、西北地区，未来新增的光伏、风电平价项目可能会进一步加剧分摊比例难以平衡的矛盾。

“两个细则”的优化建议与风险对策

对于政策制定部门建议如下：

一是建议提高各区域“两个细则”考核标准的透明度，合理引导市场预期。尽管国家电力监管委员会发布的“43号文”中明确要求辅助服务费用“分摊的权重根据各电网的实际情况确定”，但未要求各区域对考核标准予以公示，而在各区域的配套细则中对于分摊权重的具体确定标准也未予以明示。建议对“两个细则”考核标准的公示要求予以明确，并引导各区域规范发布考核标准，使各相关方面可自主预先测算考核费用的总体金额及潜在影响，合理引导投融资方对风电、光伏项目的投融资风险预判，从而对后续风电、光伏项目的可持续发展起到积极引导作用。

二是建议规范考核费用的收取对象和收取时间管理。在地方实际执行过程中并未按照相关区域的配套制度要求执行，使得项目电费收入的持续稳定性及可预测性受到显著影响。为此，一方面建议进一步规范考核费用的收取对象管理，例如对于存在分期建设情况的项目将考核主体的选择权赋予项目业主方，由业主选择是否在其中某个项目中集中扣减考核费用或在部分项目中按比例分摊等方式。另一方面建议进一步规范考核费用的收取时间，扣减频率按月、按季、按年皆可，重点是予以预先明确并相对固定，尽可能避免不定期扣减，以减少电站项目收入的大幅波动及波动时间的不确定性。

三是建议跟踪评估“两个细则”的区域执行情况及其对可再生能源领域中长期发展的影响。一方面建议加强对不同区域的横向跟踪监管，重点关注考核占比较高区域的具体执行情况及政策影响。另一方面建议加强对同一区域的时间走纵向跟踪评价，对于短时间考核占比快速跳涨的区域，跟踪评估跳涨后的政策影响，防范因“两个细则”考核占比过高而抑制中长期可再生能源领域的新增投资。

对于可再生能源发电项目的投融资机构建议如下：

一是建立政策与信息动态监测机制。一方面，加强对国家及相关地区“两个细则”政策变化的跟踪监测，通过及时准确把握政策导向，夯实投融资决策的政策依据；另一方面，加强对相关区域可再生能源发电项目的“两个细则”考核费用实际执行情况动态监测，监测数据范围既应包含投融资机构前期已投入项目的可获得数据，也应尽量通过外部渠道获取项目考核费用信息，以尽量完整有效地掌握“两个细则”考核费用实际执行情况，为投融资决策提供一手信息支持。

二是实施区域与行业差异化的投融资政策。基于政策与信息动态监测结果，对于“两个细则”考核费用占比较高、增速较快的区域与行业实施相对审慎的投融资政策。例如，现阶段，在区域上，对于考核费用占比较高的东北、西北省份，特别是黑龙江、吉林、新疆、宁夏4省，在新增授信准入时需要尤为审慎；在行业上，对于相关区域的新增风电项目需要审慎评估潜在风险，适度提高投融资准入门槛。

三是审慎预测项目未来现金流。考虑到风电、光伏项目存续期较长的特点，在预测项目未来现金流的过程中，需要将“两个细则”考核占比的后续增长可能性及潜在增幅纳入考量范围，特别是对于区域前期增长较快、考核费用占比较高、管理规范性较低的风电、光伏项目，需要审慎设定经济性测算模型参数，有效防范后续因“两个细则”考核占比提升对项目收益造成的不利影响。

四是相应调整还款及账户监管方式。针对因考核费用收取时间不固定造成的项目各期现金流不确定性加剧问题，一方面，对于项目存续融资需要设定更为灵活的还款方式，例如设定年度偿债总额配套年内不等额本息等方式，减少电费收入波动导致的阶段性逾期风险；另一方面，考虑到电费波动情况下可能出现的阶段性高额电费收入在账户中留存并被挪用问题，融资机构需要加强电费账户监管，动态监测监管账户中的电费收入金额，必要时采取提前还款等方式控制项目风险敞口。此外，针对因考核费用收取对象不规范造成的部分分期建设项目偿债能力大幅下降问题，建议融资机构审慎介入同一项目公司名下的单体分期建设电站，防范单体电站被集中收取考核费用所引发的债务违约风险。