“平价上网”的智利样本：投资是个“技术活”

智利这种既没有任何补贴模式或者其它优惠政策，同时也暂未有统一的上网电价政策，电价完全由市场供求决定的投资，则是一个地道的技术活。

位于南美洲的智利，因其特立独行的“平价上网”，而备受光伏业界的关注。

尽管截至目前智利已经并网运行的光伏电站仅有500兆瓦，但许多企业出于对其光照资源、未来用电需求等的看好，早已经掀起了一轮“圈地大战”。

数据显示，作为南美洲地区最大的太阳能项目储备国家，截至2014年1月，智利环境评估服务机构（SEA）已经批准了5337MWp的光伏电站项目（5951个项目），另外还有4781MWp的新项目（3953个项目）等待审批。

不过，对于有意去智利投资光伏项目的中国企业而言，是否会面临水土不服，也值得警惕和关注。

与中国电价补贴20年稳定不变，可以说是“傻瓜式”的投资不同，智利这种既没有任何补贴模式或者其它优惠政策，同时也暂未有统一的上网电价政策，电价完全由市场供求决定的投资，则是一个地道的技术活。

作为世界上第一个进行广泛电力改革的国家，智利的电力市场几近完全市场化了，影响电价的主要是供求因素，而煤炭等常规能源的价格、天气的干旱程度、发电机组维修、意外事故发生等，都会对电价带来影响。

具体就光伏来看，目前主要有两种主流的业务模式，与矿业等大型耗电企业签署长期PPA购电协议，价格一般在0.11到0.16美元/千瓦时（0.69元—1元）；直接将电站发的电全部卖给电网，由现货市场决定电价（即Spot market price），价格为0.08至0.26美元/千瓦时（0.53-1.62元）之间。

除了电价过大的波动幅度外，在上述两种电价模式中，与买电方约定的统计周期内应提供的电量总和也将直接对电价带来影响，若不足合同约定电量则需降低单位电价，如超过合同约定电量则可提高单位电价。

综合来看，就智利的光伏投资而言，既包括一些有利因素——太阳能资源较好；电力需求存在缺口；较为市场化和透明化的电力市场；政府对电力企业以及大型耗电企业均设置了需要完成的可再生能源指标要求，这些企业未来会有大规模收购太阳能电站的可能性。同时也存在着不容忽视的诸多风险——光伏应用的需求主要依赖于市场的驱动，无任何补贴、电价随行就市；电价存在波动和稳定性风险；融资较难；未来随着开发项目的增多，可能出现限电等。

其中，最大的考验，不在于前期的项目建设中，而在于一个电力交易完全市场化的环境下，如何获得收益最大化。

充满“阳光”的大地

根据智利Law20.257，智利政府计划在2024年将NCRE（非传统的可再生能源）的占比扩大到10%。2012年3月，智利能源部在2012-2030能源发展展望中，确定2030年将NCRE的应用占比提升至20%以上。

为实现这一规划，智利政府也推出了包括金融支持、建立招标机制等一系列扶持措施。

但正如本文开篇所言，在发展包括光伏在内的新能源方面，智利政府并没有像其他国家那样“不惜血本”拿出资金予以扶持，而是完全采取了依靠市场自身发展的方式。

不过，这并不妨碍投资者对智利市场尤其是其光伏市场潜力的看好。

数据显示，作为南美洲地区最大的太阳能项目储备国家，截至2014年1月，智利环境评估服务机构（SEA）已经批准了5337MWp的光伏电站项目（5951个项目），另外还有4781MWp的新项目（3953个项目）等待审批。

而其背后，则是智利较为丰富的太阳能资源以及本身对电力的强劲需求。

作为一个南北走向的狭长国家，智利北部基本上都是沙漠，长年无雨、有效光照时间长的地形和气候条件，为该国提供了不可多得的太阳能资源。其北部和中部地区的年辐射量基本都达到了1500kWh/m2.year以上，尤其是北部的第一、第二大区和位于中北部第三大区的Atacama沙漠，年辐照量均接近3000kWh/m2.year，是世界上太阳能应用潜力最大的地方之一。

数据显示，使用跟踪系统的地面电站每千瓦太阳能光伏系统，在智利北部年发电量可达2400千瓦时，而不含跟踪系统的电站也可达到年发电量1900千瓦时，甚至更高。

而在电力需求方面，智利也具备发展光伏的各项条件。

作为能源短缺国家，自2000年后，该国每年能源进口比例都在60%以上，且消费呈逐年上升趋势。随着人均GDP的增加，人均消费能力提升，人均电力消费加速上升，电力缺口正在进一步扩大。

波动的电价

自20世纪70年代后期，智利开始电力工业的私有化改革，是世界上第一个进行广泛电力改革的国家。1982年，智利政府颁布了以自由化为着眼点的《电力法》。之后，开始电力企业的重组，将发电厂、输电系统、配电系统逐步剥离并私有化，建立了批发竞争型电力市场。

在高度市场化的电力市场，电力的供求成为了决定光伏电站电价以及最终投资收益的主要因素。

具体到光伏发电，智利目前主要有两种主流模式，一类是与矿业等大型耗电企业签署长期PPA购电协议，价格一般在0.11到0.16美元/千瓦时；第二类是直接将电站发的电全部卖给电网，由现货市场决定电价（即Spotmarketprice），价格是0.08至0.26美元/千瓦时之间。

不难发现，无论是在上述哪种模式中，其最低值与最高值的电价均存在着一定的价差。

除了价差之外，影响最终电价的还包括以下几个因素，装机容量价格：与买电方约定的统计周期内应提供的电量总和，若不足合同约定电量则需降低单位电价，如超过合同约定电量则可提高单位电价；绿色证件价格：由于智利是京都协定（温室气体排放协定）的成员国之一，智利政府规定污染性行业应向清洁行业支付购买一定比例的绿色配额作为补贴，但目前智利政府并未强制实行这一政策，这部分是否能计入电价尚未明确。

此外，在上网电价方面，也存在着地区差异。

根据当地情况不同，智利北部电网（SING）和中部电网（SIC）的上网电价也不尽相同。因SING的电能基本都是由热力发电提供，上网电价取决油气和煤的价格，而SIC的电能大部分是由水利发电提供，上网电价因水资源的变化而变化。一般除冬季外，SING的电价基本长期高于SIC。进入冬季，SIC区域内水力发电波动比较大，水力发电发电主要来源于高山上的冰雪融化的水，夏天高山上的冰雪融化，充足的水源流下来供给电站发电，到了冬天，山上的水都结成冰，电站发电功率大幅减小，对智利供电需求影响较大。近几年，随着智利境内干旱严重，河流进入枯水期，整个中部电网的电价已开始高于SING。

之所以智利的上网电价会出现地区、时段等差异，与其高度市场化的电力定价体系有关。

与中国仍然由政府定价不同，智利的电价除了配电属于垄断外，其他环节都已经实现了完全的市场化。

在智利的电力交易中，除了有类似国内目前的大用户直购电外，最主要的交易方式则是现货交易市场。

据了解，在现货交易市场中，大多以边际电价作为最终的结算价格。所谓边际电价，是指电力交易中心根据本区系统负荷预测情况，对各报价发电厂所报价下的电量按从低到高逐个累加，当累加的竞价电量满足符合需求时，最后一个发电厂的报价就是系统该时段的边际电价。而边际电价的影响因素却是非常多，如各时段系统负荷变化、温度变化、发电机组维修、燃料价格波动和意外事故发生等，并且尤其以系统负荷为主要影响因素。

有业内人士则建议，为了减少电价波动带来的风险，发电业主可以考虑跟用电企业直接签署PPA（购电协议），虽然相对稳定，但通常PPA的价格要比市场价格低很多。另外，很少有客户愿意签署5年以上的PPA，同时他们会要求发电厂保证一定数量的电力供应，如果低于这个标准，要赔付用电企业罚金或由发电企业向现货市场购买。因此，智利现有项目多采用市场电价（Spotmarketprice）。