DQZHAN訊：“平價上網”的智利樣本：投資是個“技術活”
智利這種既沒有任何補貼模式或者其它優惠政策，同時也暫未有統一的上網電價政策，電價完全由市場供求決定的投資，則是一個地道的技術活。
位于南美洲的智利，因其特立獨行的“平價上網”，而備受光伏業界的關注。
盡管截至目前智利已經并網運行的光伏電站僅有500兆瓦，但許多企業出于對其光照資源、未來用電需求等的看好，早已經掀起了一輪“圈地大戰”。
數據顯示，作為南美洲地區*大的太陽能項目儲備國家，截至2014年1月，智利環境評估服務機構(SEA)已經批準了5337MWp的光伏電站項目（5951個項目），另外還有4781MWp的新項目（3953個項目）等待審批。
不過，對于有意去智利投資光伏項目的中國企業而言，是否會面臨水土不服，也值得警惕和關注。
與中國電價補貼20年穩定不變，可以說是“傻瓜式”的投資不同，智利這種既沒有任何補貼模式或者其它優惠政策，同時也暫未有統一的上網電價政策，電價完全由市場供求決定的投資，則是一個地道的技術活。
作為世界上**個進行廣泛電力改革的國家，智利的電力市場幾近完全市場化了，影響電價的主要是供求因素，而煤炭等常規能源的價格、天氣的干旱程度、發電機組維修、意外事故發生等，都會對電價帶來影響。
具體就光伏來看，目前主要有兩種主流的業務模式，與礦業等大型耗電企業簽署長期PPA購電協議，價格一般在0.11到0.16美元/千瓦時（0.69元—1元）；直接將電站發的電全部賣給電網，由現貨市場決定電價（即Spot market price），價格為0.08至0.26美元/千瓦時（0.53-1.62元）之間。
除了電價過大的波動幅度外，在上述兩種電價模式中，與買電方約定的統計周期內應提供的電量總和也將直接對電價帶來影響，若不足合同約定電量則需降低單位電價，如超過合同約定電量則可提高單位電價。
綜合來看，就智利的光伏投資而言，既包括一些有利因素——太陽能資源較好；電力需求存在缺口；較為市場化和透明化的電力市場；政府對電力企業以及大型耗電企業均設置了需要完成的可再生能源指標要求，這些企業未來會有大規模收購太陽能電站的可能性。同時也存在著不容忽視的諸多風險——光伏應用的需求主要依賴于市場的驅動，無任何補貼、電價隨行就市；電價存在波動和穩定性風險；融資較難；未來隨著開發項目的增多，可能出現限電等。
其中，*大的考驗，不在于前期的項目建設中，而在于一個電力交易完全市場化的環境下，如何獲得收益*大化。
充滿“陽光”的大地
根據智利Law20.257，智利政府計劃在2024年將NCRE（非傳統的可再生能源）的占比擴大到10%。2012年3月，智利能源部在2012-2030能源發展展望中，確定2030年將NCRE的應用占比提升至20%以上。
為實現這一規劃，智利政府也推出了包括金融支持、建立招標機制等一系列扶持措施。
但正如本文開篇所言，在發展包括光伏在內的新能源方面，智利政府并沒有像其他國家那樣“不惜血本”拿出資金予以扶持，而是完全采取了依靠市場自身發展的方式。
不過，這并不妨礙投資者對智利市場尤其是其光伏市場潛力的看好。
數據顯示，作為南美洲地區*大的太陽能項目儲備國家，截至2014年1月，智利環境評估服務機構(SEA)已經批準了5337MWp的光伏電站項目（5951個項目），另外還有4781MWp的新項目（3953個項目）等待審批。
而其背后，則是智利較為豐富的太陽能資源以及本身對電力的強勁需求。
作為一個南北走向的狹長國家，智利北部基本上都是沙漠，長年無雨、有效光照時間長的地形和氣候條件，為該國提供了****的太陽能資源。其北部和中部地區的年輻射量基本都達到了1500kWh/m2.year以上，尤其是北部的**、**大區和位于中北部第三大區的Atacama沙漠，年輻照量均接近3000kWh/m2.year，是世界上太陽能應用潛力*大的地方之一。
數據顯示，使用跟蹤系統的地面電站每千瓦太陽能光伏系統，在智利北部年發電量可達2400千瓦時，而不含跟蹤系統的電站也可達到年發電量1900千瓦時，甚至更高。
而在電力需求方面，智利也具備發展光伏的各項條件。
作為能源短缺國家，自2000年后，該國每年能源進口比例都在60%以上，且消費呈逐年上升趨勢。隨著人均GDP的增加，人均消費能力提升，人均電力消費加速上升，電力缺口正在進一步擴大。
波動的電價
自20世紀70年代后期，智利開始電力工業的私有化改革，是世界上**個進行廣泛電力改革的國家。1982年，智利政府頒布了以自由化為著眼點的《電力法》。之后，開始電力企業的重組，將發電廠、輸電系統、配電系統逐步剝離并私有化，建立了批發競爭型電力市場。
在高度市場化的電力市場，電力的供求成為了決定光伏電站電價以及*終投資收益的主要因素。
具體到光伏發電，智利目前主要有兩種主流模式，一類是與礦業等大型耗電企業簽署長期PPA購電協議，價格一般在0.11到0.16美元/千瓦時；**類是直接將電站發的電全部賣給電網，由現貨市場決定電價（即Spotmarketprice），價格是0.08至0.26美元/千瓦時之間。
不難發現，無論是在上述哪種模式中，其*低值與*高值的電價均存在著一定的價差。
除了價差之外，影響*終電價的還包括以下幾個因素，裝機容量價格：與買電方約定的統計周期內應提供的電量總和，若不足合同約定電量則需降低單位電價，如超過合同約定電量則可提高單位電價；綠色證件價格：由于智利是京都協定（溫室氣體排放協定）的成員國之一，智利政府規定污染性行業應向清潔行業支付購買一定比例的綠色配額作為補貼，但目前智利政府并未強制實行這一政策，這部分是否能計入電價尚未明確。
此外，在上網電價方面，也存在著地區差異。
根據當地情況不同，智利北部電網（SING）和中部電網（SIC）的上網電價也不盡相同。因SING的電能基本都是由熱力發電提供，上網電價取決油氣和煤的價格，而SIC的電能大部分是由水利發電提供，上網電價因水資源的變化而變化。一般除冬季外，SING的電價基本長期高于SIC。進入冬季，SIC區域內水力發電波動比較大，水力發電發電主要來源于高山上的冰雪融化的水，夏天高山上的冰雪融化，充足的水源流下來供給電站發電，到了冬天，山上的水都結成冰，電站發電功率大幅減小，對智利供電需求影響較大。近幾年，隨著智利境內干旱嚴重，河流進入枯水期，整個中部電網的電價已開始高于SING。
之所以智利的上網電價會出現地區、時段等差異，與其高度市場化的電力定價體系有關。
與中國仍然由政府定價不同，智利的電價除了配電屬于壟斷外，其他環節都已經實現了完全的市場化。
在智利的電力交易中，除了有類似國內目前的大用戶直購電外，*主要的交易方式則是現貨交易市場。
據了解，在現貨交易市場中，大多以邊際電價作為*終的結算價格。所謂邊際電價，是指電力交易中心根據本區系統負荷預測情況，對各報價發電廠所報價下的電量按從低到高逐個累加，當累加的競價電量滿足符合需求時，*后一個發電廠的報價就是系統該時段的邊際電價。而邊際電價的影響因素卻是非常多，如各時段系統負荷變化、溫度變化、發電機組維修、燃料價格波動和意外事故發生等，并且尤其以系統負荷為主要影響因素。
有業內人士則建議，為了減少電價波動帶來的風險，發電業主可以考慮跟用電企業直接簽署PPA（購電協議），雖然相對穩定，但通常PPA的價格要比市場價格低很多。另外，很少有客戶愿意簽署5年以上的PPA，同時他們會要求發電廠保證一定數量的電力供應，如果低于這個標準，要賠付用電企業罰金或由發電企業向現貨市場購買。因此，智利現有項目多采用市場電價（Spotmarketprice）。
