Цены на электроэнергию от солнечных панелей в смятении: шестнадцать лет реформ достигают критического скачка?

9 февраля Национальная комиссия по развитию и реформам (NDRC) и Национальная энергетическая администрация совместно выпустили документ, объявляющий, что новый энергетический сектор Китая завершил эпоху "фиксированных тарифов на электроэнергию" и полностью перешел к периоду рыночного ценообразования на электроэнергию.

Оглядываясь на историю, изменения в политике ценообразования на электроэнергию также отражают процесс развития отрасли. С момента запуска коммерческих электростанций в 2008 году Китай прошел несколько этапов, включая фиксированные тарифы, эталонные тарифы, ориентировочные тарифы в сочетании с конкурентным ценообразованием, паритетные тарифы и полную рыночную либерализацию. За более чем десятилетие тарифы на подключение солнечных электростанций к сети снизились с 4 юаней/кВт·ч до паритета, низких цен и даже полностью рыночного регулирования.

Как важный показатель для инвестиций в электростанции, в ходе этого значительного преобразования политики ценообразования на электроэнергию Polaris проанализировал различные исторические этапы развития тарифов на подключение солнечных электростанций к сети.

01. Период утверждения и конкурентного ценообразования (2008–2010)

В 2008 году, с началом коммерческого применения солнечных электростанций в Китае, NDRC утвердила четыре проекта солнечных электростанций партиями. В этот период правительство в основном стимулировало строительство солнечных электростанций за счет высоких тарифов на электроэнергию, которые достигали 4 юаней/кВт·ч.

Для дальнейшего стимулирования рынка с 2008 по 2010 год Китай запустил две партии проектов солнечных электростанций на основе конкурсных торгов, применяя подход низких цен. В течение последующего 25-летнего периода концессии солнечные электростанции применяли выигранную цену как единый тариф на подключение к сети.

Среди них CGN обеспечила первый концессионный проект Китая — солнечную электростанцию мощностью 10 МВт в Дуньхуане — по цене 1,09 юаня/кВт·ч, а SDIC Huajing Power Holdings построила еще один проект мощностью 10 МВт в Дуньхуане по той же цене. Вторая партия концессионных проектов включала 13 проектов, распределенных по восьми провинциям западного Китая, общей мощностью 280 МВт. В то время 50 компаний подали заявки с ценами от 0,7288 до 0,9907 юаня/кВт·ч.

Между тем, в 2009 году правительство запустило демонстрационный проект "Золотое солнце", организовав 294 демонстрационных проекта общей мощностью 642 МВт, все из которых включены в национальные субсидии. Однако единый тариф на подключение к сети не был установлен. Из-за пробелов в политике и отсутствия надзора субсидии впоследствии были прекращены и отменены.

02. Период эталонных тарифов (2011–2018)

В 2011 году Китай вступил в период эталонных тарифов на подключение солнечных электростанций к сети. С июля 2011 года тариф был установлен на уровне 1,15 юаня/кВт·ч и 1 юаня/кВт·ч (за исключением Тибета). Ранее проекты на основе конкурсных торгов продолжали применять выигранную цену, но не могли превышать эталонный тариф, а субсидируемые проекты следовали местным тарифам на подключение угольных электростанций к сети.

Три года спустя Китай начал внедрять зональные эталонные тарифы. Основываясь на годовых эквивалентных часах использования в разных регионах, страна была разделена на три зоны солнечных ресурсов. Для электростанций, подключенных к сети после января 2014 года, начальные эталонные тарифы для трех зон были установлены на уровне 0,9 юаня, 0,95 юаня и 1 юаня соответственно.

Однако эталонные тарифы для трех зон ежегодно снижались. В 2018 году правительство выпустило новую политику "531", и тарифы на подключение к сети были дважды скорректированы, в конечном итоге установившись на уровне 0,5 юаня, 0,6 юаня и 0,7 юаня. Значительное снижение тарифов серьезно сократило возможности для выживания малых и средних солнечных предприятий, зависящих от субсидий.

03. Период ориентировочных тарифов + конкурентного ценообразования (2019–2020)

После шока "531" Китай снова скорректировал политику ценообразования на электроэнергию для солнечных электростанций. С 2019 по 2020 год страна вступила в новый период ориентировочных тарифов в сочетании с конкурентным ценообразованием. После того как NDRC установила эталонные тарифы для трех зон, новые проекты (за исключением проектов по борьбе с бедностью и домашних проектов) должны были определять цены через рыночную конкуренцию, при этом ставки не могли превышать ориентировочную цену для соответствующей зоны ресурсов.

Впоследствии тарифы на подключение к сети стали основным конкурентным условием для солнечных проектов. Правительство определяло список субсидий на основе рейтингов по суммам субсидий. Сообщается, что в 2019 и 2020 годах было 4,355 конкурсных проекта общей мощностью почти 50 ГВт. Самые низкие тарифы на подключение к сети составили 0,2795 юаня/кВт·ч и 0,2427 юаня/кВт·ч соответственно.

Стоит отметить, что по сравнению с наземными централизованными электростанциями распределенные солнечные электростанции всегда получали более благоприятные условия. В 2013 году правительство впервые установило субсидию в размере 0,42 юаня/кВт·ч для распределенных солнечных электростанций, которая была снижена до 0,32 юаня в 2018 году. После 2019 года распределенные солнечные электростанции были разделены на категории самопотребления и домашних солнечных электростанций с субсидиями в размере 0,1 юаня и 0,18 юаня соответственно. К 2020 году эти субсидии были дополнительно снижены до 0,05 юаня и 0,08 юаня.

04. Период полного паритета + рыночного ценообразования (2021–2024)

В 2021 году солнечная отрасль вступила в "первый год" паритетных тарифов на подключение к сети. Правительство установило, что новые проекты с 2021 года будут следовать местным эталонным тарифам на угольную электроэнергию и поощряло участие в рынке. Новые проекты больше не получали субсидий, за исключением новых домашних проектов, которые сохранили субсидию в размере 0,03 юаня. В 2022 году политика паритетных тарифов на подключение к сети продолжилась, но субсидии для домашних солнечных электростанций и демонстрационных проектов солнечной тепловой энергии были отменены, что ознаменовало полный переход солнечной отрасли Китая к эпохе паритетных тарифов на подключение к сети.

После 2023 года доходы от цен на электроэнергию из новых источников энергии в различных регионах в основном поступают от гарантированных закупок (часов) и рыночных сделок. Гарантированная часть закупок следует местным тарифам на угольную электроэнергию, в то время как рыночная часть колеблется в зависимости от рыночных условий. Однако в некоторых регионах все еще предоставляются определенные субсидии для рыночной части сделок.

Фактически, по мере увеличения установленной мощности новых источников энергии, единый механизм ценообразования на электроэнергию больше не может полностью отражать рыночное предложение и спрос. После достижения паритетных тарифов на подключение к сети часы, закупаемые по тарифам на угольную электроэнергию, постепенно сокращаются в различных регионах, и рыночные сделки с электроэнергией из новых источников энергии становятся консенсусом.

Данные показывают, что в 2022 году доля рыночных сделок с электроэнергией из новых источников энергии в общем объеме производства электроэнергии достигла 38%. В 2023 году эта доля выросла до 47,3%. С января по октябрь 2024 года доля рыночных сделок с электроэнергией из новых источников энергии в общем объеме производства электроэнергии из новых источников составила почти 50%.

С целью создания единой национальной системы рынка электроэнергии к 2030 году и достижения полного участия новых источников энергии в рынке провинции ускоряют процесс интеграции новых источников энергии в рынок. В планах торговли электроэнергией на 2024 год, опубликованных различными провинциями, 17 провинций уточнили долю участия новых источников энергии в рынке и гарантированные часы закупок для новых источников энергии.

В конце статьи представлена сводная таблица правил торговли электроэнергией для проектов новых источников энергии в 17 провинциях.

05. Период механизма тарифов на электроэнергию (2025–)

9 февраля NDRC выпустила "Уведомление о углублении рыночной реформы тарифов на подключение новых источников энергии к сети для содействия высококачественному развитию новых источников энергии", в котором указано, что все проекты новых источников энергии должны полностью участвовать в рынке, а тарифы на подключение к сети будут определяться через рыночные сделки. Новые и существующие проекты будут реализовываться отдельно. Хотя полное участие в рынке давно ожидалось, это все же значительно влияет на чувствительные нервы рынка.

Наибольшее внимание привлекло введение концепции механизма тарифов на электроэнергию в этой реформе. Согласно политике, после участия новых источников энергии в рыночных сделках будет установлен механизм дифференциального расчета вне рынка. На основе разницы между средней рыночной ценой сделки и механизмом тарифа на электроэнергию будет применяться подход "больше возвратов, меньше доплат". Если рыночная цена ниже механизма тарифа, компания электросетей компенсирует разницу; в противном случае излишек будет вычитаться. Затраты на дифференциальный расчет для компаний электросетей будут покрываться из местных сборов за эксплуатацию системы.

В настоящее время в отрасли существуют различные мнения относительно метода расчета механизма тарифов на электроэнергию. Считается, что возможность получения дифференциальных субсидий проектами зависит от фактических условий местного рынка электроэнергии.

Так как же определяются механизмы тарифов на электроэнергию? Для новых проектов они, как правило, устанавливаются на основе самой высокой цены заявки выбранных проектов, не превышая предельную цену торгов. Для существующих проектов механизмы тарифов следуют текущим местным ценам, но не могут превышать эталонный тариф на угольную электроэнергию. Кроме того, доля электроэнергии, подлежащей механизму тарифа для существующих проектов, не должна превышать уровень предыдущего года и поощряется к активному участию в рыночной конкуренции.

По сути, механизмы тарифов на электроэнергию можно рассматривать как инструмент балансировки между стабилизацией инвестиций и углублением реформ. Они действуют как форма "страховки", направленной на обеспечение буфера для предприятий в начальной фазе полного участия новых источников энергии в рынке, обеспечивая "мягкую посадку" и избегая значительного снижения доходов из-за колебаний рыночных цен.

Конечно, политика имеет определенную временность. Хотя она предлагает положительную защиту для предприятий, полностью участвующих в рыночных реформах, фактическая реализация будет зависеть от конкретных политик, издаваемых местными органами власти в будущем.

Полное участие солнечных и других новых источников энергии в рынке, а также справедливое распределение затрат на регулирование системы свидетельствуют о зрелости отрасли. В долгосрочной перспективе рыночные механизмы будут направлять согласованное развитие новых источников энергии с регулирующими источниками энергии и планированием электросетей, обеспечивая мощную поддержку для строительства новой энергетической системы.