“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
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，是世界上第一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最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；第二類 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Spot market price），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，其最低值與最高值的電價均存在著一定的價差。
除了價差之外，影響最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，最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最終的結算價格。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，最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（Spot market price）。
而在區域電價方面，2019年北部及中部電網連接后，北部電網價格會有所上升，中部電 網價格會有所下降，電力價格存在不確定性�，F有大項目很多位于北部SING電網地區，價格不高，收益有限，但預期2019年后會增加。3MWp以下小型項 目多位于中部SIC電網地區，現有價格較高，但2019年后預期會有所下降。
審批中的注意事項
在智利，政府將光伏項目按照不同裝機容量分成三類，分別是3兆瓦及以下、3兆瓦到9兆瓦和9兆瓦以上。不同的裝機容量所需許可證數量和準證流程并不相同。3兆瓦以下的項目將簡化評審流程，并由買方承諾必須收取全部產能，并且不需要進行環境評審。
而大型項目多被阻擋在并網容量審查，國有土地租用評審、地下礦產權利審核和環境評審流程上。
在項目建設用地上，智利的土地分為私人土地和國有土地兩種。在北部電網，大部分私人土地均屬于礦業公司，余下的國有土地占大多數；在中部電網區域內，小型私人土地較多，礦業公司擁有的土地相對較少，且國有土地相對較少。開發光伏電站所用土地，如果是占用私有土地可與土地擁有者進行直接談判，以合同方式進行租賃或買賣；若所用土地屬于國家，則需向政府提出租用申請，手續相對私人土地繁瑣，一般需要3個月以上的審批時間。
另一個需要注意的是，由于智利礦產豐富，礦藏遍布全國，尤其是在北部地區更是幾乎全部土地都有礦藏存在。因此，智利的地權分為地上使用權和地下礦權兩部分。在租用和購買建設用地時，需和礦權擁有者談判，支付一定費用并簽訂協議后方可使用。倘若后期礦權擁有者對已建電站的土地進行礦業開采，則要支付電站擁有者協議約定的賠償金額。
項目EPC成本方面，由于智利光伏市場非常透明、開放，政府不對新能源項目采取任何支持或者反對措施，完全公開競爭。在無任何政府補助的情況下，光伏項目的融資需求強，也相對困難，資本金投入較高。
根據市場調查和多方面統計的結果來看，隨著開建項目逐漸增多，智利光伏電站的EPC建設成本正在逐漸下降，目前的價格為1.6美金/瓦（固定式系統）至1.8美金/瓦（跟蹤式系統）之間，如果負責并網成本會增加0.1美元/瓦。
在EPC成本的構成中，土建成本相對其他部分高出很多，人工成本也較高。按政府規定，在電站建設過程中要投保建設保險，約為0.07美金/瓦，一般含在建設成本當中由承包商負責。EPC承包商市場上，美國公司的影響力較大，其次是西班牙公司。
西班牙、美國企業主導市場
智利光伏項目并網除了要進行正常的并網審批外，還需在并網前6個月和電網公司確認并網點線路所�？山尤氲难b機容量。若是開發期較長的大項目未能在線路滿載前及時并網，則很有可能無法在當地上網，需要自建變電站和輸電線路，并重新與輸電、配電及電網公司分別溝通，在另外的接入點并網，過程較為復雜，并網成本大大增加，有相當高的風險。
因此，在項目開發時最好與批文商和EPC公司約定，由其負責項目的安全降落，在項目成功并網后采用股權漸進收購的方式將批文商和EPC承包商逐一分離出來。
由于智利電力市場的私有化改革較為成功，多年來已形成較為明確的運營規范。因此，光伏項目的后期運維較為標準化和流程化，相對簡單，無較大風險。
此外，如果項目裝機容量超過9MW的大項目，需在運營過程中向輸電和配電企業分別繳納輸電費用和配電費用，9MW以下的電站則不用繳納。
值得中國企業關注的是，作為西語系的國家，西班牙企業在該國有著語言的便利和很高的影響力，目前手中握有大量批文的主要是西班牙企業。除此以外，美國公司很早就進入智力市場，在智利國內有著一定的影響力，尤其是在光伏市場上，美國公司手中也擁有一定數量的批文。
此外，智利光伏市場還處于發展的初期階段，項目之間裝機容量差別極大，信息模糊，項目的甄別和篩選難度大大增加。
以5GWp項目為例，已批準項目中有四分之三存在一定缺陷。智利光伏電站有環評、國有土地、地下礦產權利、并網幾個審批手續。尤其在北部，很多項目又屬于礦業用地，無法通過環評或者面臨并網點接入量有限的問題。環評有三年有效期，未來部分項目需要重新申請。很多大型項目開發周期超過1年，需要自建變電站，并與輸電、配電及電網分別溝通，過程較為復雜。
智利本身是相對偏保守的國家，當地政府和居民對待中國企業的投資保持謹慎態度，雖然不會特意排斥，但文化的差異和沖擊使中國企業獨立投資開發項目的能力和機會大打折扣。
因此，中國企業在智利當地獨立開發光伏項目的困難較大，主要是和西班牙或美國公司合作共同開發。
而就并網方面，隨著大型電站的并網，今后電站的輸電能力也會是一個嚴峻的考驗，出現電站限電的可能非常大。
自20世紀70年代后期，智利開始電力工業的私有化改革，是世界上第一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最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；第二類 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Spot market price），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，其最低值與最高值的電價均存在著一定的價差。
除了價差之外，影響最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，最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最終的結算價格。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，最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（Spot market price）。
而在區域電價方面，2019年北部及中部電網連接后，北部電網價格會有所上升，中部電 網價格會有所下降，電力價格存在不確定性�，F有大項目很多位于北部SING電網地區，價格不高，收益有限，但預期2019年后會增加。3MWp以下小型項 目多位于中部SIC電網地區，現有價格較高，但2019年后預期會有所下降。
審批中的注意事項
在智利，政府將光伏項目按照不同裝機容量分成三類，分別是3兆瓦及以下、3兆瓦到9兆瓦和9兆瓦以上。不同的裝機容量所需許可證數量和準證流程并不相同。3兆瓦以下的項目將簡化評審流程，并由買方承諾必須收取全部產能，并且不需要進行環境評審。
而大型項目多被阻擋在并網容量審查，國有土地租用評審、地下礦產權利審核和環境評審流程上。
在項目建設用地上，智利的土地分為私人土地和國有土地兩種。在北部電網，大部分私人土地均屬于礦業公司，余下的國有土地占大多數；在中部電網區域內，小型私人土地較多，礦業公司擁有的土地相對較少，且國有土地相對較少。開發光伏電站所用土地，如果是占用私有土地可與土地擁有者進行直接談判，以合同方式進行租賃或買賣；若所用土地屬于國家，則需向政府提出租用申請，手續相對私人土地繁瑣，一般需要3個月以上的審批時間。
另一個需要注意的是，由于智利礦產豐富，礦藏遍布全國，尤其是在北部地區更是幾乎全部土地都有礦藏存在。因此，智利的地權分為地上使用權和地下礦權兩部分。在租用和購買建設用地時，需和礦權擁有者談判，支付一定費用并簽訂協議后方可使用。倘若后期礦權擁有者對已建電站的土地進行礦業開采，則要支付電站擁有者協議約定的賠償金額。
項目EPC成本方面，由于智利光伏市場非常透明、開放，政府不對新能源項目采取任何支持或者反對措施，完全公開競爭。在無任何政府補助的情況下，光伏項目的融資需求強，也相對困難，資本金投入較高。
根據市場調查和多方面統計的結果來看，隨著開建項目逐漸增多，智利光伏電站的EPC建設成本正在逐漸下降，目前的價格為1.6美金/瓦（固定式系統）至1.8美金/瓦（跟蹤式系統）之間，如果負責并網成本會增加0.1美元/瓦。
在EPC成本的構成中，土建成本相對其他部分高出很多，人工成本也較高。按政府規定，在電站建設過程中要投保建設保險，約為0.07美金/瓦，一般含在建設成本當中由承包商負責。EPC承包商市場上，美國公司的影響力較大，其次是西班牙公司。
西班牙、美國企業主導市場
智利光伏項目并網除了要進行正常的并網審批外，還需在并網前6個月和電網公司確認并網點線路所�？山尤氲难b機容量。若是開發期較長的大項目未能在線路滿載前及時并網，則很有可能無法在當地上網，需要自建變電站和輸電線路，并重新與輸電、配電及電網公司分別溝通，在另外的接入點并網，過程較為復雜，并網成本大大增加，有相當高的風險。
因此，在項目開發時最好與批文商和EPC公司約定，由其負責項目的安全降落，在項目成功并網后采用股權漸進收購的方式將批文商和EPC承包商逐一分離出來。
由于智利電力市場的私有化改革較為成功，多年來已形成較為明確的運營規范。因此，光伏項目的后期運維較為標準化和流程化，相對簡單，無較大風險。
此外，如果項目裝機容量超過9MW的大項目，需在運營過程中向輸電和配電企業分別繳納輸電費用和配電費用，9MW以下的電站則不用繳納。
值得中國企業關注的是，作為西語系的國家，西班牙企業在該國有著語言的便利和很高的影響力，目前手中握有大量批文的主要是西班牙企業。除此以外，美國公司很早就進入智力市場，在智利國內有著一定的影響力，尤其是在光伏市場上，美國公司手中也擁有一定數量的批文。
此外，智利光伏市場還處于發展的初期階段，項目之間裝機容量差別極大，信息模糊，項目的甄別和篩選難度大大增加。
以5GWp項目為例，已批準項目中有四分之三存在一定缺陷。智利光伏電站有環評、國有土地、地下礦產權利、并網幾個審批手續。尤其在北部，很多項目又屬于礦業用地，無法通過環評或者面臨并網點接入量有限的問題。環評有三年有效期，未來部分項目需要重新申請。很多大型項目開發周期超過1年，需要自建變電站，并與輸電、配電及電網分別溝通，過程較為復雜。
智利本身是相對偏保守的國家，當地政府和居民對待中國企業的投資保持謹慎態度，雖然不會特意排斥，但文化的差異和沖擊使中國企業獨立投資開發項目的能力和機會大打折扣。
因此，中國企業在智利當地獨立開發光伏項目的困難較大，主要是和西班牙或美國公司合作共同開發。
而就并網方面，隨著大型電站的并網，今后電站的輸電能力也會是一個嚴峻的考驗，出現電站限電的可能非常大。
作者：張廣明 王志強 毛華 來源：《太陽能發電》雜志 責任編輯：wutongyufg
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