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国内市场光伏大幕即将开启 抢建潮将至 国家发改委日前对外公布光伏电价新政：今年7月1日前后核准的光伏发电项目的上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。 全国统一定价不仅将终结光伏项目“一事一议”、特许权项目低价厮杀的行业乱象，亦打破光伏领域多年来“圈而不建”的问题。 不过，也有业内人士提出，全国资源差异性很大，单一上网电价会导致光伏发电项目在太阳能资源充裕的区域集中等问题，亟待设立区域定价模式。 光伏发电确立标杆价 被业界看作光伏市场启动关键的光伏标杆上网电价终于出台。 8月1日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，根据规定，2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产的，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元（含税）；7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元（含税）的上网电价外，其余省份上网电价均按每千瓦时1元（含税）执行。 规定同时指出，通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。 值得一提的是，过去光伏电价一般采用特许权招标、核准电价或者一事一议的办法。截至目前，中国一共进行了两轮光伏发电特许权项目招标，中标上网电价分别为1.09/千瓦时和0.7288元-0.99元/千瓦时。 不过，本次光伏标杆上网电价，低于此前部分地方确定的光伏电价标准。据南都记者了解，江苏规划每千瓦时1.4元，青海省是每千瓦时1.15元，山东省标准略高，计划2010年投产的电价是每千瓦时1.7元，2011年投产的电价是每千瓦时1.4元，2012年投产的是每千瓦时1.2元。 “发改委出台了对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价标准，这对光伏发电产业来说是一个极大的利好。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授评价道。 此前，我国对光伏产业的扶持，一直停留在补贴安装上，如推出“金太阳”工程等，当项目容量大于300千瓦，按总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏系统按70%给予补助，富余电量按当地标杆电价收购。上网电价问题却迟迟没有解决。 打破国内市场“圈而不建”问题 业内人士普遍认为，之所以中国光伏市场迟迟未能打开，关键就是缺乏固定的上网标杆电价，因为没有统一的上网电价标准，一些光伏发电企业所发的电难以与电网并网，只能自用。这也令市场对能源局提出的2015年末将光伏装机容量倍增至10吉瓦（G W ）的目标没有把握。 中国可再生能源学会光伏专业委员会秘书长吴达成认为，有德国、西班牙、意大利等国的成功前鉴，标杆电价的出台，势必会迅速扩容国内市场。今年年底国内的光伏装机量可能达到1.5-2G W. 从全球光伏产业的发展经验来看，上网电价法是全球采取的启动光伏市场最有效的举措。在利用政策启动市场方面，德国从启动上网电价法，并进行相应的政府补贴后，光伏市场出现快速增长，2010年该国的光伏安装量达到7.25G W，加上2009年的安装量，两年达到11.15G W，成为世界第一光伏大国。 而中国是世界光伏电池和组件最大生产国，占据全球光伏市场半壁江山，国内无锡尚德、晶澳、英利及天合光能去年出货量均超过1G W.不过，即便按2015年10G W的累计光伏装机目标来看，中国与德国2010年单年约7G W的装机量、全球约16G W的量相比，规模仍不大。 值得一提的是，今年上半年，德国、意大利两国对光伏产业的补贴政策出现变动，直接造成全球光伏市场需求萎缩，光伏产业链全线产品大幅跌价。年初至今，多晶硅跌价超过20%，硅片跌价超过30%，电池片跌价30%左右。原因是此前因为国内光伏领域多年来“圈而不建”，仅有5%左右产品留予国内，造成产业与市场的脱节。 光伏人才网 表示，此次新政策有利于改变我国光伏企业对国外市场的过度依赖。事实上，国内光伏市场容量巨大。国家能源局正制定的新能源“十二五”发展规划中，将“十二五”光伏装机目标上调至10G W，年均装机量为2G W.到2020年，我国光伏装机目标可能大幅上调至50G W. 专家建议区域定价 针对不同地区的光照条件不一样，光伏发电的成本回收周期也不一致的问题，众多业内人士提出区域定价的建议。 “全国资源差异性很大，单一上网电价会导致项目向太阳能资源好的地方集中，而这些地方大多在西部，恰好是并网问题比较突出的地方。而东部并网能力反而较强，能分区域确定光伏电价才能更好促进光伏业的可持续发展”，厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对南都记者说。 “就当前国内光伏产业 的发展水平来说，这一标杆电价能够保证光伏电站开发商和设备制造商盈利。但是这一定价的主要问题是没有考虑地区间的差异，从而导致不同地区的光伏电站盈利水平各不相同。”中投证券分析师沈宏文表示，“国内的上网标杆电价属于‘一刀切’的做法，而国外在标杆电价的细分方面更加完善。” 一光伏业内人士告诉记者，考虑到东部的土地价格和日照时间等因素，1.15元/度的价格在10年之内根本难以盈利。当被问及为何不在西部设厂，该人士坦言根本无法和五大发电集团在西部竞争。“央企有良好的政府关系和规模效应，在之前的几次特许权招标中已经可以看出央企不惜亏本在西部拿地和项目。” 就其定价而言，对于西部地区来说比较靠谱，但对于中东部沿海地区来说却始终不足。如山东、浙江等东部省份所公布的电价均高于1元/千瓦时这个标准。 如今国内的做法是，地域间差距通过全国电网分摊给予补贴回报太阳能发电运营商。由于东西部在光伏发电上存在一定的环境差异，因此政府的地方补贴在对此行业的扶持上显得尤为重要。依据现行全国统一的定价标准，东部地区若想在光伏发电上有一番作为，还得依靠地方的补贴。 “解决这一矛盾，可以根据实际情况出发，考虑实行区域性电价。”林伯强提出他的建议。 他表示，中东部地区对于电能的需求远远大于西部地区，市场潜力巨大。若按照现今出台的定价，该地区光伏发电产业的积极性无法充分调动起来。进行区域性电价，让中东部地区的标准相应提高一点，以达到平衡发展，资源才不会一味地往西部地区走。 财政补贴或存压力 国家发改委的通知显示，对于太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。 值得一提的是，由于标杆上网电价与光伏发电成本相比还有一定差距，地方财政仍存在一定的压力。国家目前对于新能源上网电价的补贴，全部来自于可再生能源电价附加，目前的征收水平为4厘钱/度，但随着新能源产业的不断发展壮大，相关补贴资金的缺口已经出现。 “目前4厘钱的标准只能满足2010年所需要补贴项目需求的70%左右，最终导致政府无力支撑过快增长的项目。” 除了财政补贴成为压力之外，北京新能汇智电网技术有限公司总工程师孔启翔表示，就光伏发电并入电网来说，发电量小的话比较容易控制，但如果发电量过大的话则会对电网造成一定程度上的干扰与冲击，影响电网的稳定性。与火电、水电不同，由于光伏发电受天气因素影响较大，因此难以做到统一调度。在技术层面，必须解决两个问题：一是不能对现有的电网造成不利影响；二是防止对电网的设备工具产生干扰。如今国家正着手订立光伏发电的入网标准以及入网认证。 分享到：
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