中国光伏产业出路何在?“金改”和“电改”两条出路

2015年7月30日,中国最具影响力的三大光伏行业协会联名提交了有关促进光伏行业发展的三大政策文件,不仅建议将2020年光伏装机总量目标由1亿千瓦调整至2亿千瓦,同时提出应当加强可再生能源电价附加的征收力度。

2015年7月30日,中国最具影响力的三大光伏行业协会联名提交了有关促进光伏行业发展的三大政策文件,不仅建议将2020年光伏装机总量目标由1亿千瓦调整至2亿千瓦,同时提出应当加强可再生能源电价附加的征收力度。


  就在半个月后,以“制造矽基薄膜太阳能光伏组件之生产设备及整套生产线”为主营收入、号称“全球规模最大,技术领先”的汉能薄膜发电集团有限公司,发出了盈利警告。而该公司的实际控制人李河君,正是继施正荣之后,中国光伏产业的又一旗手。


  实际上,对比价廉稳定的火电和水电,光伏企业的盈利能力不言自明。但在长期巨额发电补贴的哺育之下,截至2015年6月底,我国光伏发电装机容量已达3578万千瓦。


  “按照今年光伏新增发电能力1600万千瓦计,仅在2015年安装的光伏发电设备,就要在未来的20年中,总计补贴约1500亿元。”中国可再生能源学会中德可再生能源合作中心执行主任陶光远说,光伏发电补贴将成中国不可承受之重。


  此言一出,立刻引起嘴仗无数。陶光远的计算是否靠谱?光伏补贴究竟几何?当真是“中国不可承受之重”吗?


  财政部和国家发改委早已对光伏发电补贴做出了细致的规定:针对不同地区的地面电站,分别执行每千瓦时1元、0.95元和0.9元的上网标杆电价;而针对分布式光伏发电自用后的剩余电量,则按脱硫煤电上网价收购,同时实行每度电0.42元的国家补贴标准,部分地区另有地方补贴。


  国家电网天津市电力公司的工作人员告诉《经济》记者,尽管各地上网电价都不尽相同,但传统燃煤发电上网电价一般在每千瓦时0.3-0.4元之间,而电网收购光伏发电所需额外支付的费用,将由国家财政予以补助。


  根据国家能源局的统计,截至2014年底,光伏发电累计装机容量2805万千瓦,其中,光伏电站2338万千瓦,分布式467万千瓦,当年发电量约250亿千瓦时。如果不考虑为消纳光伏发电新建和改造输配电网的投入,2014年度支出的光伏发电的常规补贴应当至少达到100亿元。


  未来20年或达万亿元补贴


  中国可再生能源学会中德可再生能源合作中心执行主任陶光远则撰文指出:以每年新增1600万千瓦光伏装机、单位光伏发电功率的平均发电量1200千瓦时/千瓦年、平均补贴0.4元/千瓦时、补贴年限20年计;那么,不计折现利率,对于仅在2015年安装的光伏发电设备,就要在未来的20年中,总计补贴16,000,000千瓦x1200千瓦时/千瓦年x0.4元/千瓦时x20年=153,600,000,000元,即1536亿元。


  陶光远向《经济》记者解读上述估算时指出,地面电站补贴大概在0.5元/千瓦时,分布式更多,地方的补贴不可胜计。“我用0.4元计算,已经非常保守了。”


  他同时强调:“补贴一旦发生,不可终止,否则所有的光伏企业都会面临倒闭的风险。”而根据俗称光伏“国八条”的《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》,上网电价及补贴的执行期限原则上为20年。如果再考虑到输配电网的改造及新建,未来20年内,“1万亿元的补贴总是需要的”。


  装机容量猛增,拖欠补贴上百亿元


  不过,尽管允诺支付的补贴数额不在少数,真实发放的情况却与之相去甚远。


  财政部的公开数据显示:2014年,光伏发电补贴的主要来源——可再生能源电价附加收入决算数为491.38亿元,完成预算的104.5%;支出决算数为508.17亿元,完成预算的96.1%;在总支出中,中央本级支出的401.07亿元,用于太阳能发电补助的仅为52亿元,不仅远低于补助风力发电的275亿元,甚至低于补助生物质能发电的74.07亿元。


  实际上,作为政府性基金的一项,可再生能源电价附加自2012年1月1日起,就对除西藏自治区以外的各省(区、市)扣除农业生产用电后的销售电量进行征收,专项用于可再生能源发电电价补贴。但早在2006年,国家发改委即发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》,规定可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分等费用,通过向全国电力用户统一征收电价附加的方式解决。


  在过去的10年间,可再生能源电价附加一涨再涨,从2006年的0.001元/千瓦时飙升至0.015元/千瓦时(其中,对居民生活用电征收的附加费一直维持在0.001元/千瓦时),但补贴缺口仍然存在。


  “根据我们对15家光伏电站营运商的调查,仅拖欠他们的光伏补贴额度就已超过了100亿元。”中国光伏行业协会会长王勃华在日前召开的“2015年上半年光伏产业发展与下半年展望”研讨会上公开表示。


  在王勃华看来,之所以会出现拖欠补贴的现象,原因正在于可再生能源电价附加收缴不力。他说:“2014年实际收缴仅400余亿元(应收700亿元),其中300余亿元用于补贴风电,留给光伏的补贴额度供不应求。”


  尽管王勃华的说法与公开数据略有出入,但可以看出的是,2014年,在可再生能源电价附加收入超额完成、支出略有不足的情况下,其收入与支出仍然存在近17亿元的缺口。


  在这种情况下,中国光伏行业协会、中国可再生能源学会及中国循环经济协会可再生能源专业委员会联名提交了《光伏电站电费缺口情况及建议》,明确建议将可再生能源电价附加从1.5分/千瓦时提高到2.5分/千瓦时。


  反过来看,中国光伏产业的步子确实迈得太大了。装机容量方面,原定于“十二五”期末实现的目标仅为5GW,而随着目标一再提高,截至今年上半年,装机总量已经突破35GW;发电量方面,2014年光伏发电量同比增长超过200%,然而,补贴资金却没有实现同比例增长,出现缺口实属情理之中。


  此外,国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰告诉《经济》记者,拖欠光伏补贴与审批流程过于复杂也有关系。“电网公司把可再生能源电价附加收上来,交给财政;相关机构再核对每一家光伏电站的发电量、应该拿多少钱,等到算清楚了再发给大家。本来当年可以结清的,结果一拖就是两年。”


  更加糟糕的是,随着光伏装机容量和并网发电量的剧增,我国开始出现“弃光”问题。据国家能源局的统计数据,今年1-6月,全国累计光伏发电量仅190亿千瓦时,占当期发电总量的比例尚不足1%;“弃光”电量却达到18亿千瓦时,令人咋舌。


  一面是日益沉重的补贴负担,另一面却是逐渐高企的“弃光”电量。光伏补贴到底该怎么补?中国光伏产业又该怎样走下去?


  中国光伏产业出路何在?


  “要从传统能源转向可再生能源,这已经是全球的共识了,无可非议。需要讨论的问题是,在现在的技术水平下,可再生能源的推进应该走多快?多少年后,能够成为主力能源?”国网能源研究院副总经济师白建华说。


  他同时告诉《经济》记者,无论是风电还是光伏,年发电时间都在2000小时以下,相对动辄五六千小时的煤电,发电密度可谓非常之低。“即便是煤电,受到调峰的影响,也会变成相对低密度的。相应地,各类发电机组的装机容量会大幅增加,输配电网的投资也必然会增加。”


  在中国可再生能源学会中德可再生能源合作中心执行主任陶光远看来,中国政府最明智的做法是:将每年新增的光伏装机总量保持在较低的水平,以保证光伏产业的生存,并将财政补贴向光伏的研发倾斜,促进光伏技术的发展以大幅降低成本。等到光伏发电的综合成本下降到(考虑到环境污染和气候保护的因素)煤电综合成本左右时,再逐渐增加年光伏装机总量。


  一位不愿具名的业内专家也告诉《经济》记者,目前光伏产业过于看重扩大规模,反而没有考虑到核心技术的发展程度,而一旦技术路线发生变化,前期投入的沉没成本难以估量。“就可再生能源发电而言,最大的问题在于不稳定,因此,对于储能的技术要求非常高。我咨询了许多储能专家,没有人能断言,10年或者20年后,储能问题就能够得到解决。”


  “光伏补贴策略确实存在缺陷”


  陶光远还特别指出,尽管用光伏发电替代燃煤发电,可以大幅度减少二氧化碳的排放,但在补贴相对较高的情况下,用光伏代替燃煤并不经济。“光伏发电每千瓦时可减少大约0.8公斤的二氧化碳排放,财政补贴是约0.4元/千瓦时,折合光伏发电减排二氧化碳的成本约500元/吨;而现在,中国各个碳排放交易所的二氧化碳减排交易价格为30-60元/吨,更何况,国际碳交易的价格仅在20元/吨左右。”


  这一比较遭到了国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰的强烈反对。“全球每年温室气体的排放大概400亿吨,其中二氧化碳占300亿吨,我花1500亿美元买下来,让全球的人都不排碳了,可能吗?”


  李俊峰认为,发展可再生能源,是文明和进步的体现,无法用金钱衡量其价值。“美国的环境成本很高,因此煤电的成本最高;但中国一直没有把环境成本计入,导致煤电最便宜。中国应当通过税收或其他手段,把环境成本也计算在内。”


  “相比光伏补贴,我倒认为,我国目前对于煤炭的补贴是个问题。”李俊峰指出,自上世纪70年代以来,美国通过严格要求燃煤电厂,将煤炭利用比例自50%压缩到30%。“访问美国的时候,我就问他们能源部门的领导:‘你们当时淘汰燃煤电厂,给补贴了吗?’他们一摊手,完全不懂我的意思。‘淘汰是企业的事情,和政府有什么关系?’”反观中国,脱硫要补贴一笔钱,脱硝还要补贴一笔钱。“什么落后补贴什么,最终酿成恶性循环。”


  不过,李俊峰也承认,中国现行的光伏补贴策略确实存在缺陷。


  “最开始制定价格补贴政策的时候,我也是起草人之一。按照德国的办法,其实光伏补贴政策极其简单。除了电价,政府什么也不用管。从附加费的收取到‘补贴’的发放,都是由电网自行安排。说实话,除了电网,谁也不知道具体补了多少钱。”


  “本来我们是学着德国的做法,结果现在就出‘幺蛾子’了。”李俊峰说,电网把附加费交上去,相关部门重新核对发电量,计算补贴金额,再层层审批下来。“想解决这个问题,还是要回归那个简单办法,交给电网去做。”


  “金改”和“电改”,光伏的两条出路


  “好多人问我:‘为什么美国的光伏发电那么便宜?为什么我们做不到?’我说:‘这里边没有任何阴谋,完全是我们自己的问题。’”李俊峰告诉《经济》记者,美国目前光伏发电的售价大概在8.1美分/千瓦时(约相当于人民币0.5元/千瓦时),而直到“十三五”期间,我国的光伏发电售价才会降到0.7元/千瓦时以下。之所以存在如此鲜明的价格差,最主要的影响因素正是两国银行贷款利率水平的不同。


  “美国人的融资利率是2%,而我们是8%。”李俊峰说,假设中国某发电站贷款10000元,年发电1200小时,那么,仅财务成本一项,每年就要800元,每小时的财务成本更是高达0.6元。“所以,当中国的光伏企业按照9毛钱的电价销售时,还不怎么赚钱,而美国人5毛钱就已经能赚钱了。因此,想要降低光伏发电的成本,金融体制必须改革。”


  陶光远则认为,即便风能、太阳能等可再生能源的发电成本降下来了,但如果缺乏针对风光电波动性的应对办法,前路依然将会困难重重。“到了2020年,可能出现的情况是:某一个时段,风光电就足以满足电力用户的需求了。但即便如此,也不可能完全舍弃化石能源发电,否则电力系统稳定性难以保证。”这意味着,随着可再生能源的发展,2020年以后,我国的电力很可能会出现富余,引起巨大电力浪费。如何消纳波动的风光电,将是推进可再生能源深入发展所无法回避的核心问题。


  解决的办法并非没有


  就在今年“两会”后不久,中共中央通过了关于电力体制改革的“九号文”,其中明确提出:要形成适应市场要求的电价机制,激发企业内在活力,使市场在资源配置中起决定性作用。


  陶光远认为,市场化电价机制的建立,无疑将有助于消纳过剩的风光电。“过剩的电的价格应当是波动的,这样一来,我们的工业企业就可以使用它们。”既降低了企业生产成本,又能纾解过量的电。“德国已经开始取消光伏固定的上网电价,我们也要从现在开始,建立类似的机制。”


  德国如何消纳过剩光伏电量?


  有人说,在光伏发电领域,德国的“昨天”是中国的“今天”,德国的“今天”大概就是中国的“明天”。


  本世纪初,出于节能和可再生能源发展的需要,德国能源署成立。时至今日,可再生能源发电量已占德国总发电量的31%,其中,光伏发电占6.9%。然而,光伏发电补贴却达到了德国可再生能源补贴总额的50%之多。


  原来,在2008年,德国开始实行新版《可再生能源法》。其中规定:在未来3年之中,光伏发电的上网电价,将逐年降低8%。令德国人没想到的是,中国企业把成本降得很低,本来预计年增3GW光伏装机,结果居然达到了7GW。最后的结果是,过剩的可再生能源发电量拉低了德国某些时段的平均上网电价(甚至于出现了“负电价”)。


  另一方面,由于可再生能源上网实行固定电价政策,固定电价与平均上网电价的差值一再扩大,直接推高了电价附加费用。“德国目前的平均交易电价只有3.8欧分/千瓦时,比中国目前的煤电上网电价还要低。但是,可再生能源附加费附加在每一度电上的费用却高达6.2欧分。”陶光远说。


  与此同时,大规模的分布式光伏接入电网后,配电网出现了电压升高和设备过载等问题,严重时甚至影响到电网的安全稳定运行。德国不得不一边大幅削减光伏补贴,一边设法消纳过剩的光伏发电量。


  陶光远了解到,德国已经设计了9项改造和扩建配电网的措施。根据德国能源署开展的配电网扩建需求研究,2030年之前,德国需要对16.1万千米线路进行改扩建,补充安装6900万千伏安容量的变压器。“德国的经验提醒我们,分布式发电措施,一定要分开,不要集中在同一个地区。希望我国能够汲取德国的教训,少走些弯路。”

(本文转载自:光伏太阳能网)

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