平价光伏项目落地的艰难，在2019年的并网情况中可见一斑。2019年国家能源局共批复了14.78GW的平价光伏项目，其中约4.5GW计划年底前并网。根据公开信息统计，截止2019年底，仅有约1.3GW的平价项目传来了并网消息。
这与2019年上半年，火爆的圈地运动以及近20GW的平价备案规模形成了鲜明的对比。实际上，在平价项目落地中，除了审批流程困难之外，在基准电价+上下浮动的新机制下，如何确保20年固定电价以及发电权是当前光伏平价的又一大“拦路虎”。
20年固定电价难“保”
考虑到未来脱硫煤标杆电价变动的风险，为了给光伏平价创造条件，国家能源局在《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》中明确规定，“国家电网公司、南方电网公司及有关省级政府管理的地方电网企业做好有关平价上网项目的电力送出和消纳落实工作，规范签订长期固定电价购售电合同(不少于20年)”。
但在实际执行中，却很难尽如人意。光伏們了解到，目前平价光伏项目的购电协议(Power Purchase Agreement，简称PPA)很难有20年固定电价的保障。某行业资深人士告诉光伏們，按照经验来看，各地区电网公司的PPA协议格式并不固定，大部分为1-2年签署一次。此前存量项目的PPA协议，各地区也不尽相同，新疆是5年，大部分地区是一年一签。
“目前项目还未并网，还不到签署购售电合同的时候”，某大型光伏平价项目相关负责人李桦(化名)介绍，不过据说都是1/2年签一次。
根据光伏們获得的一份内蒙古光伏电站项目的购售电合同显示，该合同期限为一年，并且明确“在合同期满前2个月，双方应就续签合同的有关事宜进行商谈。合同到期后，若不能按期续签次年购售电合同，除上网电量，其余条款继续执行本合同，并延续到新合同签订之日”。
光伏平价项目的收益率与脱硫煤标杆电价直接挂钩，然而随着2020年煤电价格联动机制的取消，在“基准价+上下浮动”的市场化机制下，光伏电力的售价也将随之波动。“平价项目一旦脱硫电价降了，那投资不就打水漂了?从脱硫电价变为基准电价，谁也说不清楚电价以后到底怎么变化了”，李桦补充道。
从目前来看，未来脱硫煤电价将呈下降的趋势，这也将直接影响平价光伏项目的收益率。“即便能保住20年固定电价，一旦脱硫煤标杆电价下调，那么与固定电价之间的这部分差价，由谁来支付呢?如果是由可再生能源电价附加基金来补足，是不是意味着仍要拖欠?”李桦认为，这对于光伏平价，并不是一个好消息。
参与电力市场交易的“阴影”
不过也有企业认为，未来煤电价格下降的空间有限，光伏平价项目的收益率应该可以兜住。“与煤电价格下调相比，我们更担心的是参与市场交易”，该企业业务负责人刘裕(化名)表示，所以做平价项目，选择区域很重要。
一周前，山西省能源局一纸《2020年度省调发电企业发电量调控目标预案(征求意见稿)》“风电机组安排基准利用小时1200小时，光伏机组安排900小时”，在风电、光伏行业引起了轩然大波。对于风电、光伏行业来说，参与市场交易实际上是以降低售电电价来获取发电权。文件曝光之后，山西省几个几乎已经谈妥的风电、光伏电站项目交易被迫暂停。
与此前的存量电站相比，竞价与平价光伏电站对于被强制参与市场交易更为敏感。这些项目本身已经是降低或者不需要补贴了，如果售电价格再降的话，势必会击穿企业的收益率底线，最后只剩“赔本赚吆喝”。
事实上，目前青海、新疆、甘肃、山西、内蒙古等西北省份大部分光伏电站均会参与当地的电力市场交易，并且这些弃光率较为严重的地区都出台了各地的执行标准，远低于国家规定的最低保障小时数。
有知情人士透露，位于青海、新疆等地的光伏电站的收益中有六七成都来自于参与电力市场交易所得，因交易形式的不同，让价幅度也大不相同，“青海电站的平均让价约为0.15元/度，按照0.2277元/度的燃煤标杆电价，实际上每度电平均能收到7分钱左右的售电收益，新疆也差不多”，有业主告诉光伏們，“新疆地区基础保障发电小时数基本只有400-500小时左右，2018年北疆地区平均发电小时数在1200小时左右，可能有60%左右都是通过市场交易完成的，不过能发出来就很好了，起码还能获得补贴”。
作为中部省份的山西，在出台这样一份文件之后，引起了风电、光伏行业的极大恐慌，这意味着中部地区也已经出现消纳的问题了。本身在竞价/平价项目的前期开发中，企业已经在尽量避开有可能出现限电或者消纳风险的地区，但没想到，尽管国网山西公司在2019年的光伏竞价中给出了约3GW的消纳空间意见函，但山西能源局还是在2019年底放出了一颗“炸弹”。
不过据光伏們了解，这份文件正酝酿撤回。然而，关于固定电价、发电权交易的风险，仍是埋在光伏平价路上的一颗“雷”。或许光伏的平价，并不仅限于与煤电价格持平，而是要低于煤电价格，以解决光伏电力的波动性特点带来的成本。不依赖其他电源调峰，才能实现真正的光伏平价。
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