中國儲能網訊：智利這種既沒有任何補貼模式或者其它優(yōu)惠政策，同時也暫未有統(tǒng)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(yè)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(yè)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(zhàn)”。
數(shù)據顯示，作為南美洲地區(qū)最大的太陽能項目儲備國家，截至2014年1月，智利環(huán)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(yè)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(wěn)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(yōu)惠政策，同時也暫未有統(tǒng)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。
作為世界上第一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(guī)能源的價格、天氣的干旱程度、發(fā)電機組維修、意外事故發(fā)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(yè)務模式，與礦業(yè)等大型耗電企業(yè)簽署長期PPA購電協(xié)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(fā)的電全部賣給電網，由現(xiàn)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(tǒng)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(yè)以及大型耗電企業(yè)均設置了需要完成的可再生能源指標要求，這些企業(yè)未來會有大規(guī)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(wěn)定性風險；融資較難；未來隨著開發(fā)項目的增多，可能出現(xiàn)限電等。
其中，最大的考驗，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(huán)境下，如何獲得收益最大化。
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(tǒng)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(fā)展展望中，確定2030年將NCRE的應用占比提升至20%以上。
為實現(xiàn)這一規(guī)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(fā)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(fā)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(shù)據顯示，作為南美洲地區(qū)最大的太陽能項目儲備國家，截至2014年1月，智利環(huán)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，為該國提供了不可多得的太陽能資源。其北部和中部地區(qū)的年輻射量基本都達到了1500kWh/m2.year以上，尤其是北部的第一、第二大區(qū)和位于中北部第三大區(qū)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最大的地方之一。
數(shù)據顯示，使用跟蹤系統(tǒng)的地面電站每千瓦太陽能光伏系統(tǒng)，在智利北部年發(fā)電量可達2400千瓦時，而不含跟蹤系統(tǒng)的電站也可達到年發(fā)電量1900千瓦時，甚至更高。
而在電力需求方面，智利也具備發(fā)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(yè)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(yè)的重組，將發(fā)電廠、輸電系統(tǒng)、配電系統(tǒng)逐步剝離并私有化，建立了批發(fā)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(fā)電，智利目前主要有兩種主流模式，一類是與礦業(yè)等大型耗電企業(yè)簽署長期PPA購電協(xié)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(fā)的電全部賣給電網，由現(xiàn)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(fā)現(xiàn)，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(tǒng)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(xié)定（溫室氣體排放協(xié)定）的成員國之一，智利政府規(guī)定污染性行業(yè)應向清潔行業(yè)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(qū)差異。
根據當?shù)厍闆r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(fā)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(fā)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(qū)域內水力發(fā)電波動比較大，水力發(fā)電發(fā)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(fā)電，到了冬天，山上的水都結成冰，電站發(fā)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(xiàn)地區(qū)、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(huán)節(jié)都已經實現(xiàn)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(xiàn)貨交易市場。
據了解，在現(xiàn)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(qū)系統(tǒng)負荷預測情況，對各報價發(fā)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(fā)電廠的報價就是系統(tǒng)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(tǒng)負荷變化、溫度變化、發(fā)電機組維修、燃料價格波動和意外事故發(fā)生等，并且尤其以系統(tǒng)負荷為主要影響因素。
有業(yè)內人士則建議，為了減少電價波動帶來的風險，發(fā)電業(yè)主可以考慮跟用電企業(yè)直接簽署PPA（購電協(xié)議），雖然相對穩(wěn)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(fā)電廠保證一定數(shù)量的電力供應，如果低于這個標準，要賠付用電企業(yè)罰金或由發(fā)電企業(yè)向現(xiàn)貨市場購買。因此，智利現(xiàn)有項目多采用市場電價（Spotmarketprice）。
