中國儲能網(wǎng)訊：“我們有總計11MW的工商業(yè)分布式光伏項目已經(jīng)停工。如果沒有補貼，項目投資回報將延長到10年以上，投資方和業(yè)主不愿意再做分布式項目。而在有補貼的情況下，最多7年就可以收回全部投資，” 廣東省一太陽能光伏組件企業(yè)市場總監(jiān)無奈表示。
這是中國光伏“531新政”后的一個行業(yè)縮影?！?31新政”是國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)的一份關(guān)于控制光伏發(fā)電新建規(guī)模和加快補貼退坡的通知，因從2018年5月31日起實施而得名，也因其推出的突然性，而對光伏產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生巨大震動。
過去五年，中國光伏發(fā)電裝機以令人驚異的速度增長。新增裝機容量已連續(xù)五年全球第一。市場博興之際，光伏企業(yè)產(chǎn)能加速擴張，已面臨較大產(chǎn)能過剩風險。在固定電價刺激下，裝機量始終以超出規(guī)劃的速度增長，并提前透支了行業(yè)所需的國家補貼。
“531新政”后，光伏行業(yè)到了抉擇的關(guān)口?！啊濉呀?jīng)出現(xiàn)了補貼拖欠、棄風棄光、融資困難的問題，到‘十三五’就該總結(jié)經(jīng)驗教訓了?！敝袊稍偕茉磳W會原副理事長孟憲淦表示。
未來新增光伏發(fā)電將面臨更為嚴峻的成本考驗。
突來“新政”
5月31日，光伏行業(yè)迎來急剎車。國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》(以下簡稱“通知”)。通知自發(fā)文之日(5月31日)開始實行，沒有留出任何緩沖期。
根據(jù)新政，2018年將暫不安排普通光伏電站建設規(guī)模指標，并禁止各地安排需國家補貼的普通光伏電站建設。分布式光伏項目今年安排建設規(guī)模為10GW。
按照中國目前的管理體系，國家能源局負責制定年度光伏發(fā)電建設規(guī)模，各省(自治區(qū)、直轄市)發(fā)改委(能源局)負責安排項目。享受國家補貼資金的新增光伏發(fā)電項目的備案總規(guī)模原則上不得超過國家下達的規(guī)模指標，超出規(guī)模指標的項目不享受補貼。
除了限制2018年新增補貼規(guī)模，三部委還進一步降低了光伏電價補貼標準。
2013年出臺的光伏分區(qū)上網(wǎng)電價政策和分布式發(fā)電補貼政策，曾極大地提高企業(yè)投資光伏電站的積極性。按照該政策，全國根據(jù)不同的太陽能資源稟賦被分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區(qū)，上網(wǎng)電價分別為0.9元/千瓦時、0.95元/千瓦時、1元/千瓦時，上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價的部分，通過可再生能源發(fā)展基金進行補貼。對分布式光伏發(fā)電，則按照全電量補貼的政策，以0.42 元/千瓦時的標準進行補貼。
“通知”發(fā)出后，三類資源區(qū)的標桿上網(wǎng)電價分別降至0.5、0.6和0.7元/千瓦時。分布式光伏項目補貼則跌降至0.32元/千瓦時。
這也是中國在不到一年時間內(nèi)對光伏補貼標準的連續(xù)第二次下調(diào)。2017年12月，分布式度電補貼剛剛從0.42元/千瓦時降至0.37元/千瓦時。
“我們對補貼退坡早有心理準備，但新政來得太突然，并且是一刀切，沒有給大家留緩沖的時間?！睆V東省太陽能協(xié)會人士告訴南方能源觀察記者。
控規(guī)模、降補貼意味著光伏的發(fā)展思路已經(jīng)發(fā)生改變，光伏行業(yè)迫切需要擺脫補貼依賴，從單純擴大規(guī)模轉(zhuǎn)向依靠技術(shù)進步，實現(xiàn)行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。
“補貼最終要退出，這也是補貼的基本原則，中國的手腳慢了，早點退出更好，否則對新增的光伏項目影響比較大。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強表示。
在產(chǎn)業(yè)鏈下游，分布式光伏項目受新政影響最大。因為目前中國新增的光伏裝機主要為分布式項目，布局正由西部地區(qū)向中東部地區(qū)轉(zhuǎn)移。僅2017年一年，分布式光伏發(fā)電就新增19.44GW，相當于過去三年分布式新增裝機的總和。今年一季度分布式新增裝機規(guī)模達到7.685GW，同比增長217%，占新增光伏發(fā)電裝機的79.6%。過快增長的裝機，幾乎已經(jīng)提前用完了全年的指標規(guī)模。
“斷奶”余波
新政沖擊之下，有部分投資者和業(yè)主正處于觀望狀態(tài)。
“新政出臺以后，有客戶立即取消訂單，有的客戶提出要降價”，廣東永光新能源有限公司董事總經(jīng)理孫韻琳博士對eo記者表示。該公司主要為光伏電站提供項目咨詢、設計和檢測評估及項目驗收等服務。
光伏電站市場需求出現(xiàn)明顯下滑。根據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會秘書長王勃華預測，2018年新增光伏裝機預計在30—35GW左右，降幅超過43%。
由于下游需求銳減，去年開始擴張的中上游企業(yè)面臨產(chǎn)能過剩風險。中國有色金屬工業(yè)協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng)計，到2018年，國內(nèi)多晶硅產(chǎn)能將達到43.3萬噸/年，同比增長57%，并且大部分新增量都集中在三季度以后。而2017年國內(nèi)多晶硅全年產(chǎn)量為24.2萬噸。
賽迪智庫的預測報告指出，光伏新增市場規(guī)模增速將會放緩甚至下滑，上下游各產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)產(chǎn)品價格都將進一步下探，企業(yè)將會承受較大的價格壓力。
中國光伏行業(yè)協(xié)會秘書長王勃華在2018第三屆世紀光伏大會上表示，目前擴產(chǎn)的勢頭還是很猛烈，2011年盲目擴產(chǎn)引發(fā)的產(chǎn)能過剩潮警示業(yè)內(nèi)，大家還是要理性一些。
失控的裝機規(guī)模
中國光伏發(fā)電裝機提前了兩年三個月就已經(jīng)完成2020年的“十三五”規(guī)劃目標—105GW。截至到2018年4月底，國內(nèi)光伏發(fā)電裝機已經(jīng)超過140GW。
但國家層面與地方政府之間對于光伏發(fā)電的規(guī)劃并不協(xié)調(diào)，尤其是在光伏電站審批權(quán)下放后，更增加了能源主管部門管控光伏發(fā)電規(guī)模的難度，而規(guī)模失控正是造成光伏補貼缺口逐年拉大的主要原因。
“‘十二五’期間，光伏發(fā)電規(guī)劃從最初的5GW上調(diào)至10GW，再到15GW，最后又從21GW調(diào)整至35GW，沒有哪一個行業(yè)的五年規(guī)劃變化如此之大，總量目標根本沒有控制?！泵蠎椾票硎?。
擴張始于2013年。為應對歐美對進口光伏產(chǎn)品展開“反傾銷反補貼”調(diào)查而導致的海外市場萎縮，國內(nèi)產(chǎn)能無處釋放，2013年6月召開的國務院常務會議提出了6項支持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的措施，從政策引導、全額收購光伏發(fā)電量、完善電價政策、提供融資支持、鼓勵技術(shù)研發(fā)、鼓勵兼并重組方面支持光伏行業(yè)走出困境。
在固定電價刺激下，大批光伏企業(yè)及其他傳統(tǒng)行業(yè)進入光伏電站建設領(lǐng)域。德勤在2013年12月發(fā)布的《中國清潔技術(shù)行業(yè)調(diào)查報告》顯示，那時國內(nèi)“排隊”的光伏項目就達到130GW，比國家“十二五”目標還要超出3倍之多。
但針對光伏的補貼資金(可再生能源發(fā)展基金)只有一個來源，即可再生能源電價附加費，由電網(wǎng)企業(yè)向用戶征收。目前的征收標準已經(jīng)過五次調(diào)整，為1.9分錢/千瓦時。
固定電價的設定與光伏成本下降的速度不同步，使兩者之間迅速形成了巨大盈利空間，更進一步點燃了市場的投資熱情，加劇光伏發(fā)電規(guī)模走向失控。尤其是分布式光伏發(fā)電補貼四年未下調(diào)，直至2017年才進行第一次調(diào)整，從0.42元/千瓦時降至0.37元/千瓦時，降幅只有11.9%。同一時期，占光伏電站總成本60%的多晶硅組件價格則一路下跌，從2013年的3.9元/瓦降至2018年的2.4元/瓦，降幅達到38.5%。單晶硅組件價格也已降至2.5元/瓦，降幅為37.8%。這也是近兩年分布式光伏爆發(fā)式增長的重要原因之一。
光伏規(guī)模失控帶來巨大的補貼缺口，已經(jīng)成為制約光伏發(fā)展的突出問題。國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，截至2017年底，累計可再生能源發(fā)電補貼缺口總計達到1127億元，其中光伏補貼缺口455億元。新增10GW分布式光伏，則意味著每年需要增加補貼40億元，補貼20年需要800億元。
規(guī)?？刂浦y
盡管國家能源局自2014年起實施光伏發(fā)電年度指導規(guī)模管理，但能源主管部門與地方政府利益并不一致，導致規(guī)模管理政策難以落實。
部分地方政府為了鼓勵投資開發(fā)，執(zhí)行“先建先得”政策，即具備開工條件的光伏(分布式)地面電站項目可以先開工建設，按并網(wǎng)先后順序納入年度規(guī)模指標。
安徽省在2016年發(fā)布《關(guān)于完善“先建先得”分布式光伏電站建設管理的通知》，明確提出“項目建成后，按照并網(wǎng)先后順序，滾動納入國家安排我省的年度建設規(guī)模?！边@使得當?shù)卦诮ü夥?guī)模遠超過年度指標。2016年安徽新增裝機容量達到2.44GW，而當年指標僅有0.5GW。
東北財經(jīng)大學學者王立國、鞠蕾在“光伏產(chǎn)業(yè)產(chǎn)能過剩根源與對策找尋”一文中認為，“光伏產(chǎn)業(yè)是被企業(yè)和地方政府推著走的，能源主管部門被迫接招，沒有站在指導和調(diào)控的層面引導產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展?！?
在現(xiàn)有能源管理體制中，國家發(fā)改委和能源局分別負責規(guī)劃環(huán)節(jié)中的總量平衡和發(fā)展規(guī)劃，建設環(huán)節(jié)的光伏電站審批權(quán)已經(jīng)下放至省級發(fā)改委。這種監(jiān)管模式下，各部門協(xié)調(diào)能力并不強，而且中央層面與地方層面在步調(diào)上難以保持一致。
消納問題難解
作為實現(xiàn)中國碳減排承諾，實現(xiàn)2020年非化石能源消費比重(15%)目標的重要手段，發(fā)展光伏發(fā)電仍將是未來中國的低碳戰(zhàn)略重點。但從可再生能源發(fā)展的角度來看，過分注重裝機規(guī)模也可能帶來很嚴重的副作用。如果光伏發(fā)展不重視國家與地方政府之間的規(guī)劃銜接，協(xié)調(diào)與電網(wǎng)、調(diào)峰電源、消納市場的發(fā)展，很容易陷入困境。
光照資源豐富的西北地區(qū)是中國光伏發(fā)電裝機最集中的地區(qū)，西北五省區(qū)的光伏發(fā)電裝機占全國的四成。但該地區(qū)也是棄光率最為嚴峻的地區(qū)。
由于電源建設與電網(wǎng)規(guī)劃脫節(jié)，當?shù)叵{能力有限，在電網(wǎng)規(guī)劃尚未落實的情況下，大規(guī)模光伏電站投產(chǎn)以后出現(xiàn)并網(wǎng)困難的問題。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2016年西北五省區(qū)(陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆)平均棄光率高達19.81%，相當于近五分之一的光伏發(fā)電量被浪費。
根據(jù)《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)征求意見稿》，國家能源局提出，到2020年要將全國棄光率降低到5%以下。這項任務并不輕松。
國務院研究室綜合經(jīng)濟司原司長范必曾撰文指出，由于太陽能發(fā)電具有間歇性的特點，大規(guī)模集中開發(fā)給電網(wǎng)調(diào)度運行增加了困難。即便通過特高壓線路將風電、光電輸送到1000多公里以外的華東和華中地區(qū)，由于線損和變損，使得電網(wǎng)購買這些新能源電力極不經(jīng)濟。
受端省份出于保護省內(nèi)發(fā)電企業(yè)利益等考慮，對于增加外來可再生能源電力空間也并不積極。
配額制缺位
固定電價政策只解決了可再生能源成本補償問題，并沒有解決可再生能源的市場需求。而且可再生能源消納涉及電網(wǎng)、發(fā)電企業(yè)、受端省份，不同主體之間的利益關(guān)系難以協(xié)調(diào)?？稍偕茉搭I(lǐng)域的頂層法律設計《可再生能源法》已于2006年正式實施，但作為核心內(nèi)容的配額制至今缺位。
設計中的可再生能源配額制具有強制性。它規(guī)定各省可再生能源電力消費的比重指標，并將這些指標進一步向承擔配額義務的市場主體(如電網(wǎng)企業(yè)、配售電企業(yè)和大型終端用戶等)進行分配。而用戶則可通過購買可再生能源電力證書(REC)作為其履行義務的證明。
今年3月，國家能源局公布的《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》體現(xiàn)了上面這種思路。
不過在今年“兩會”上，政府工作報告中提出“大幅降低企業(yè)非稅負擔”，明確“要降低電網(wǎng)環(huán)節(jié)收費和輸配電價格，一般工商業(yè)電價平均降低10%?！?
在降電價的大背景下，配額制的出臺和執(zhí)行充滿變數(shù)。林伯強認為，配額制確實能夠解決棄光問題，但它實質(zhì)上等于漲電價?，F(xiàn)在政府希望增加下游行業(yè)的競爭力，對漲電價會心存顧慮。
任東明在《可再生能源配額制政策研究》中指出，固定電價政策和配額制政策都面臨超出常規(guī)能源發(fā)電成本部分的分攤問題，一般來說，高出的這部分成本以補貼形式由政府或電網(wǎng)公司直接支付，最終還是要以電費附加或稅收形式轉(zhuǎn)移給消費者。
可再生能源消納問題實質(zhì)就是價格問題，林伯強對南方能源觀察表示，發(fā)展清潔能源的成本是依靠電價上漲來解決的，德國可再生能源的發(fā)展速度之所以慢下來，就是因為終端電價太貴，大家不買單了。
德國在2000年制定《可再生能源法》，計劃到2010年可再生電力將占全國電力供應的12%，2020年達到20%。這一方案保證了光伏發(fā)電接入電網(wǎng)的權(quán)利，同時確定了固定電價制度，通過收取可再生能源附加費的形式對光伏發(fā)電的高成本進行分攤。在這一方案中，可再生能源所增加的成本能夠通過電價轉(zhuǎn)嫁至終端消費者。
在政策驅(qū)動下，隨著光伏大規(guī)模并網(wǎng)，可再生能源附加費不斷增加，進而導致終端電價持續(xù)上漲。2000—2013 年，德國平均居民電價從13.64 歐分/ 千瓦時上升到29.19 歐分/ 千瓦時，同期企業(yè)用電價格從6.04 歐分/ 千瓦時上漲到14.87 歐分/ 千瓦時。
配額制并非是解決可再生能源消納問題的完美良藥，政策成本問題將是政策制定者不得不考慮的問題。
回歸市場?
國家能源局在解答“531新政”相關(guān)問題時表示，“通知”將有利于激發(fā)企業(yè)發(fā)展內(nèi)生動力，從依靠國家政策向更多依靠市場轉(zhuǎn)變，加速淘汰落后產(chǎn)能，倒逼產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步，遏制企業(yè)非理性擴張，促進行業(yè)資源向優(yōu)質(zhì)企業(yè)集中。
在經(jīng)歷了初期的恐慌之后，業(yè)內(nèi)對于光伏未來發(fā)展的態(tài)度也更趨于冷靜。
“根據(jù)廣東的電價水平，在零補貼的情況下，光伏組件價格降到2元/Wp以下，珠三角地區(qū)就初步具備投資條件，我們預計年底晶硅組件價格能降到1.8—2元/Wp，” 孫韻琳認為。
技術(shù)成本已經(jīng)不再成為光伏發(fā)展的主要制約因素，國家能源局新能源和可再生能源司副司長李創(chuàng)軍曾公開表示，技術(shù)進步使光伏發(fā)電成本以令人意想不到的速度降低：從2007年到2017年，光伏發(fā)電度電成本累計下降了約90%，光伏發(fā)電有望在二至三年內(nèi)實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
行業(yè)內(nèi)甚至存在更為樂觀的估計。在“531”新政出臺前的四天，通威集團董事局主席劉漢元在第十二屆國際太陽能光伏與智慧能源(上海)展覽會上表示，隨著技術(shù)的迭代和規(guī)模效應的提升，相信明后年，全國大部分光伏上網(wǎng)電價就可實現(xiàn)與煤炭上網(wǎng)電價持平的狀態(tài)。
光伏發(fā)展一味求快求規(guī)模的時代可能已經(jīng)過去。孟憲淦認為，光伏發(fā)電“需要在全國電力一盤棋里找到自己的位置?！?
