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【對比】電價下調為中國光伏帶來何種變革

來源: 生態經濟學術版時間: 2015-12-28

來源: 生態經濟學術版 作者:王璐 李林軍 邱國玉

導讀: 最近光伏圈中最勁爆的大事件就是光伏併網電價下調,這一政策的正式出台可以說是一時激起千重浪,光伏圈內各路大咖紛紛對這一政策發表自己的觀點。其實光伏併網電價下調這一事件並非國內首創,很多國外先行者都已經施行過這一方針,那麼讓我們來來具體類比分析一下,點擊下調究竟給光伏產業帶來了什麼?

最近光伏圈中最勁爆的大事件就是光伏併網電價下調,這一政策的正式出台可以說是一時激起千重浪,光伏圈內各路大咖紛紛對這一政策發表自己的觀點。其實光伏併網電價下調這一事件並非國內首創,很多國外先行者都已經施行過這一方針,那麼讓我們來來具體類比分析一下,點擊下調究竟給光伏產業帶來了什麼?

隨着傳統化石能源的日益枯竭,能源的可持續發展以及能源安全問題引起各國的高度關注。此外,傳統化石能源在開發利用過程中會產生大量廢水、廢氣和固體廢棄物,對全球環境造成了嚴重的破壞。根據世界能源理事會(World Energy Council,WEC)的最新預測,隨着人口增長、全球經濟發展以及持續的城鎮化進程,到2050年全球能源需求將翻一番。與此同時,若要實現全球氣溫增長低於2℃,全球溫室氣體排放必須降低到當前的一半。2011年,東日本大地震引發福島第一核電站事故後,人類對核電利用產生了新的疑問及認識。為了解決當前傳統能源的污染問題以及未來可預見的能源短缺,各國迅速發展風能、太陽能和生物質能等清潔的可再生能源。

太陽能是一種資源豐富、分佈廣泛,頗具開發潛力的可再生能源。光伏發電是用半導體界面的光生伏特效應將光能直接轉變為電能的一種太陽能發電技術。目前,全球太陽能發電量遠小於煤電、核電、水電所佔的比例,主要原因是太陽能發電成本遠高於傳統能源。然而太陽能發電的規模經濟性很強,隨着市場規模的擴大、技術改進,光伏成本已由1975年的90~100美元每瓦下降到2009年的6美元每瓦。由政府立法、出台扶持政策以刺激光伏發電的發展模式在德國、意大利、日本等國已顯現出顯著成果。

根據國際能源署(International Energy Agency,IEA)分類,推廣光伏電力市場應用的具體政策主要包括上網電價補貼(feed-intariff,FiT)、直接資金補貼、綠色電力計劃、可再生能源配額標準(renewable portfolio standard,RPS)、RPS太陽能光伏計劃、光伏投資基金、稅收抵免、淨電錶制、商業銀行活動、電力公用事業部門活動、可持續建築要求等。根據IEA2009年的統計,全球有15個國家運用FiT,11個國家使用直接資金補貼。

不同國家發展光伏的政策體系雖有相近之處,但在戰略定位上仍有差異。日本在2009年《太陽能發電規劃圖》修正案中,將太陽能發展定位調整為2050年前減少二氧化碳排放量的關鍵技術。美國在2004年公佈的《太陽能的未來:通向2030年的美國光伏產業路線圖》中,明確其戰略目標優先為產業發展,其次顧及市場應用。總結德國相關法案、專項技術研發上對光伏產業的支持,表明德國太陽能發展兼顧能源安全、經濟效率和環境保護等多重目標。2011年年底,德國光伏發電以24.82GWp的總容量在世界範圍內排名第一。與此同時,德國針對光伏發電的上網電價補貼也在不斷下降。2012年,德國光伏上網電價補貼的上下限均低於該國居民用電平均價格。光伏上網電價的降低為未來光伏發電的能源市場競爭性提供了基礎。

我國太陽能資源非常豐富,陸地表面每年接受的太陽輻射能約為5×1019kJ,全國太陽輻射總量達每天335~837kJ?cm2。從2007年起我國太陽能電池產量連續4年居全球第一,其生產量佔全球產品的比重由2002年的1.07%增加到2008年的26%,產量達到1.78GWp,到了2010年我國光伏電池產量則上升到10GWp。雖然我國是光伏生產大國,但光伏產品主要出口國外,國內應用市場相對較小。2009年我國光伏產品95%以上依賴國外市場。

由於在製造成本上有絕對的優勢地位,中國光伏企業對歐美同行形成威脅。2011年10月18日,德國Solar World美國分公司聯合其他6家生產商向美國商務部正式提出針對中國光伏產品的「雙反」調查申請。2012年12月7日,美國商務部發佈命令,即日起,開始向中國進口太陽能電池徵收關稅。2012年7月24日,以Solar World為首的歐洲光伏製造商聯盟(EU Pro Sun),針對「中國光伏製造商的傾銷行為」向歐盟委員會提出訴訟。2013年6月5日,歐盟宣佈對中國光伏產品徵收臨時反傾銷稅。

在海外市場碰壁的遭遇引發國內光伏生產商紛紛建立光伏發電站以發展下游光伏應用市場。我國政府推廣光伏應用市場的起步相對較晚:自2009年開始,我國開始實施太陽能光電建築應用示範項目和金太陽示範工程,從2002年至2010年,我國光伏裝機容量從20.3MWp增加到500MWp,增長了23.6倍,年均增長49.3%。2011年國家發展改革委員會為國內光伏發電制定了上網補貼電價。然而太陽能發電佔全國發電總量的比例仍微乎其微,與德國的光伏發電規模相比相去甚遠。

圖1 位於甘肅高台縣已投入運營的光伏發電站

根據WEC2012年的排名,中國能源安全世界排名第59位,能源社會公平性排名第69位,能源對環境影響的緩解排名第91位。發展光伏發電的應用對國內能源結構優化、溫室氣體減排以及光伏產業的可持續發展有着積極的作用。分析德國利用怎樣的扶持政策來實現光伏電價下降以及光伏應用規模上升,可為我國光伏發電乃至整體清潔能源的發展起到借鑑作用。

1、德國光伏發電發展背景及現狀

1.1、立法支持

自2000年頒發《可再生能源法》(Erneuerbare-En-ergien-Gesetz,EEG法案)以來,德國可再生能源實現了迅猛發展。2011年其可再生能源發電量佔全國發電總量的21%(見圖2),2012年上半年德國可再生能源發電量占其總電力消耗達25.1%。EEG法案強制要求德國所有的電力公司以該法案規定的上網補貼價格(FiT)購買發電側供給的可再生能源發電。鑒於可再生能源較高的發電成本,德國法定的FiT價格通常高於其終端居民用戶電價。例如2001年德國法定光伏FiT價格為51Eurocent/kWh,而當年德國全國終端居民用戶電價平均低於20Eurocent/kWh。

在EEG法案的支持下,德國可再生能源取得了長足發展,其中光伏發電的發展尤為顯著。由圖3可見,德國光伏年新增裝機量自2003年起大規模增長。截至2011年,德國累計光伏裝機量達到了24820MWp,其裝機容量佔全國電力裝機總額的15%。2011年,光伏滿載發電970個小時,發電量佔全國總發電量的3%。

圖2 2011年德國各電力能源發電總量佔比 

圖3 德國2000~2011年光伏年新增及累計裝機量

1.2、能源發展戰略

2010年9月德國聯邦經濟與技術部頒發了《能源戰略2050———清潔、可靠和經濟的能源系統》報告。該報告決定該國將在逐步停用核電的同時進入可再生能源時代。德國政府將這一決定視為其經濟和社會發展的里程碑。其具體規定體現在以下四個方面:

(1)最遲於2020年年底前停止使用所有核電廠;

(2)在各個領域積極拓展可再生能源發展;

(3)加速智能電網的發展;

(4)利用現代化技術提高能效,尤其是在建築、交通和電力消費等領域。

為了替換目前佔德國全國發電總量18%(2011年數據)的核能發電量,德國需要大力發展光伏、風能及生物質能等可再生能源。其中,光伏發電具有廣泛的能源來源及分佈,同時,屋頂覆蓋及光伏建築一體化等分佈式發電方式無需佔用地面空間,因而其發展空間巨大。

光伏發電的發展得益於智能電網的發展及建築、交通等領域的電力消費需求。首先,電網的擴充及現代化為光伏發電的併網建立了基礎。2007年歐洲提出了「超級智能電網的構想」,其發展方向主要是構建分佈式發電與交互式供電於一體的分散式電網。相對於傳統電力,光伏發電受天氣、季節變化影響較大,發電量並不穩定。對電網進行改造將有助於光伏發電併網,並能更充分地利用分佈式發電側的剩餘電力。其次,建築、交通等領域的發展將擴大光伏等可再生能源的利用空間。例如推廣光伏建築一體化,在市政中使用太陽能路燈、景觀照明和交通信號燈等。

有了清晰的戰略發展導向,再輔以法律支撐,德國政府向私人及企業提供了清晰的光伏投資導向,增強了投資信心。

2、德國光伏發展支持政策

在德國實施能源戰略、立法發展可再生能源的大背景下,發展光伏發電仍需要有針對性的產業政策來做支撐。包括2000年EEG法案及2004年、2009年修正案在內,德國自1985年至2012年共頒佈了35項與光伏電力發展相關的政策文件(主要扶持政策及方式見表1)。這些政策的直接結果便是實現光伏裝機量的大規模上升。德國光伏在裝機量不斷增加的同時,其投資光伏系統的投資成本也不斷下降。以100kWp發電容量以內屋頂光伏系統終端為例,該類型終端客戶平均稅前價格自2006年第2季度的5000/kWp降低到2012年第2季度的1776/kWp,降幅達64.5%。這些顯著的光伏發展成果與德國政府的各項扶持政策是分不開的。

德國對光伏發電的支持政策可分類為投資、回報、強制要求及其它等共四個類別(如表1所示)。從中可見,除了可再生能源配比標準以及可持續建築要求是以強制的方式發展光伏發電之外,德國政府主要是通過提供投資、回報兩方面的優惠政策來激勵私人、企業自發投資光伏發電系統。

在投資方面,德國一方面利用直接的資本補貼方式來降低私人安裝光伏系統的成本門檻,另一方面輔以相應所得稅減免、銀行優惠貸款及光伏投資基金等財政、金融政策提高私人投資高價的光伏系統的積極性。

在回報方面,以EEG法案為支撐,對私人光伏系統除自用點外的剩餘電力以法定高價全部併網收購,增加了私人光伏系統除自用電外的收益。德國FiT有以下三大特徵:

(1)定價細化。德國EEG法案不僅僅為不同類型的可再生能源電力精確定價,自2004年起,針對裝機容量的不同,EEG法案為不同的光伏系統給予了更加細化的電力定價。例如,發電容量相對較小的居民屋頂光伏系統所得的補貼電價要高於大規模的光伏發電站。正是這樣的精確定價也讓政策具有了引導性,引導了德國以屋頂光伏為主導的光伏發展格局。

(2)長期保障。在德國,新投產的可再生能源電站在投產以後的20年內均享受安裝投產時的固定上網電價享受補貼,不隨FiT的下降而變化。20年固定電價的規定給予投資者穩定的收益保障,增強了投資的信心。

(3)綠色電力分攤。雖然德國各電力公司被EEG法案強制要求高價購買可再生能源,但最終電力公司將這筆由高價購買綠色電力提高的成本分攤給全國的終端電力消費者。攤薄了的綠色電力成本對終端電價的合理性威脅不大,同時又避免了財政或電力公司的單一負擔,使長期高價購買綠色電力成為可能。

3、德國光伏電價下降歷程

前述可知,德國光伏的電價並非直接由市場供需來決定,而是由德國EEG法案中的FiT補貼價格來規定的。以EEG法案為支撐,十多年來德國光伏系統裝機量在不斷攀升的同時,德國政府也在不斷地修訂FiT補貼率。

由圖4中折線變化可見,2004年以前光伏只有一個上網補貼價格。2004年起,根據所安裝光伏系統的規模,對其所發光伏電給予有差異的上網補貼電價。從2004年起至2009年,FiT補貼率下降趨勢相對平穩,但自2009年起FiT補貼率下降速度加快,至2012年光伏上網電價補貼率上下限均低於德國居民用電價格的平均值。

由於電力公司被強制以高價購買可再生能源發電,於是他們將這部分綠色電力費用以「EEG綠色電力分攤費」的形式轉嫁到電力消費者身上。雖然法定光伏上網電價補貼在不斷下降,但是由於裝機規模的不斷攀升,綠色電力分攤費也越來越高。與此同時,傳統能源的價格也在上升,這雙重力量導致德國國內居民用電平均價格從2000年的13.9Eurocent/kWh上升到2012年的26.4Eurocent/kWh(見圖4柱狀圖)。

正是法定FiT補貼價格的下降與普通電價上升的雙重變化,2012年德國FiT價格上下限均低於德國全國終端居民用電的平均電價,使得德國部分地區在2012年實現了光伏電力的平價上網。

根據傳統微觀經濟學理論,在沒有市場進入門檻以及擴大生產規模的技術限制時,供給量與價格變化方向是同向的。同理,光伏FiT越高,年新增裝機量也相應應該越高。然而德國光伏的安裝規模及FiT補貼價格兩者之間的變化方向卻與此相悖。對比圖3和圖4可發現,雖然法定FiT在不斷下降,可每年新增光伏裝機量在不斷攀升。尤其在2009年前後,FiT補貼價格下降速度加快,可光伏裝機量新增速度也在加快。由於FiT補貼價格展現的是安裝光伏系統後私人或企業通過賣電可獲得的收益率,由此可推測賣電收益率降低後安裝量仍在上升的原因與投資的成本下降有關。

投資安裝光伏系統的成本來自兩個方面:購買光伏系統的成本和安裝成本。自2008年起,受生產技術的提高、生產規模擴大以及產能過剩等問題,全球太陽能級晶體矽以及光伏組件價格大幅跳水。原材料價格的下跌使得光伏系統整體投資成本大幅下降。

投資成本的下降為降低光伏電價提供了前提條件。如果不調整FiT價格,而是維持高價補貼以進一步刺激裝機規模的上升,那麼電力公司高價購買綠色電力的成本負擔將更重。由此,轉移到電力終端消費者身上的綠色電力分攤費也將進一步提高,進而威脅全國電力價格的穩定性。因此,只有在平衡私人安裝光伏系統的投資及回報的前提下,參照投資成本以及每年新增裝機量的變化對FiT補貼價格進行調整,才能一方面繼續推進光伏發電發展,一方面維持終端電力價格的穩定。此外,參照新增裝機量調整FiT價格也可抑制光伏市場過快過熱增長。由此可避免光伏產業鏈出現產能過剩,以及惡性價格戰。

主要根據FiT補貼價格調整變化,並參照不同時期相應的輔助政策,本文將德國光伏電價下降歷程分為三個階段:起步階段、發展階段和調整階段(見圖5)。

起步階段是2000年至2003年。在此階段針對所有發電容量不同的光伏系統只有一個FiT補貼電價。該階段的FiT及年新增裝機容量變化都非常平穩。FiT補貼以每年5%的下降速度遞減,年新增裝機量在120MWp左右。德國政府在該階段對補貼的光伏裝機總容量及不同的光伏系統容量實行上限控制:2000年總容量上限為350MW,2002年修訂為1000MW。2003年,德國推出十萬光伏屋頂項目,該項目基金在同年7月便被耗盡。

發展階段為2004年至2009年。自2004年EEG法案修訂案實施後,德國取消了對光伏裝機總容量及不同系統容量的上限控制。此外,自2004年8月1日起,新的FiT補貼率針對光伏系統裝機容量的不同實行差額補貼,補貼區間在46~62Eurocent/kWh。該階段的特徵為,FiT下降速度依然平穩,2008年修訂EEG法案前,年均遞減速度在5%~6.5%之間。年新增光伏裝機量的增速顯著提高,年均1100MWp左右。正是這一階段取消系統容量上限後光伏發電應用的發展為光伏生產技術提供了規模經濟效應,間接促進了光伏裝機成本的下降。2008年的EEG法案修訂後,引入了自用光伏發電的補貼。此後整個光伏FiT補貼區間內的補貼下降速度為5.5%~7.5%。對比起步階段5%的降幅可發現,發展階段的FiT補貼下降速度明顯增加。這樣的FiT調整並沒有影響同期光伏規模的進一步擴大,據此可推斷,德國在參照同期光伏成本的變化上調整FiT降幅,並不影響該階段投資光伏系統的回報空間。

調整階段是從2010年至2012年,該階段FiT調整趨於常態化,調整幅度也大於前一階段。一方面前一階段大規模的光伏裝機量降低了投資成本,另一方面出於對FiT將進一步下降的預期,綜合分析此階段的FiT補貼價格及投資成本後仍有利可圖,2009年以後德國光伏新增裝機量出現井噴,全國光伏發電量也實現了近兩倍的增長。2010年,德國再次修訂EEG法案,FiT補貼下降速度為6%~13%。這一階段的FiT調整主要是參照新增裝機量的變化,一方面可平抑終端用電客戶電價中綠色電力分攤費的過快增長,一方面避免了光伏市場的過熱發展。

4、德國光伏電價下降經驗及啟示

總結德國既實現光伏大規模發展又不斷引導光伏上網電價實現可競爭性的經驗可以得出以下結論。

首先,需要各類稅收減免、財政補貼等配套產業政策來進一步降低投資光伏的門檻。在德國明朗的可再生能源發展戰略下,各類有針對性的、清晰的產業政策對於光伏發展的引導功不可沒。

其次,發展初期高額的光伏電價對於發展光伏規模是必不可少的條件。私人、企業選擇投資光伏系統時,除了自用光電帶來的節免電費外,出售余電是另一獲益方式。因此,高額售價帶來的回報可以刺激光伏的投資,擴大光伏發展的規模。

再者,根據光伏發展現狀不斷下調光伏電價為未來光伏發展市場化、政府調控退出機制提供了基礎。德國階段性地調整FiT補貼價格一方面避免了過度抬高終端電價,另一方面引導光伏電價在未來具有競爭性。

最後,避免財政負擔大額成本的政策保證了發展光伏等可再生能源的可持續性。德國法定強制電力公司收購可再生能源,並通過綠色電力分攤費的方式讓終端用電客戶負擔超額成本的做法減輕了國家財政負擔,增強了20年期限的FiT補貼電價的可行性。

通過給予光伏系統安裝者在投資和回報上的雙重支持,德國主要依賴具有細化定價、長期保障且具可操作性的FiT補貼電價來刺激其光伏發電的發展。此外,德國FiT補貼電價通過衡量光伏成本以及新增裝機量的變化,分三個階段降低FiT補貼電價,在光伏發電穩步發展的同時降低了光伏電價,平穩了電力市場並使光伏電價更具有競爭力。

我國刺激光伏應用市場發展的政策也可分成投資、回報兩個角度。投資方向上,以金太陽工程為代表,我國利用財政資金對光伏系統進行前期投資一次性補貼。回報角度的政策起步較晚,直到2011年國家發展改革委才制定了國內光伏的上網電價辦法。目前對2011年7月1日以前核准建設、2011年12月31日以前建成投產且國家發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目,統一核定其上網電價為每千瓦時1.15元(含稅)。而2011年7月1日及以後核准的太陽能光伏發電項目,以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目,除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外,其餘省(區、市)上網電價均按每千瓦時1元執行。對於享受中央財政資金補貼的太陽能光伏發電項目,其上網電價按當地脫硫燃煤機組標杆上網電價執行。

我國居民用電平均價格約為每千瓦時0.5元,光伏電價是其兩倍。同時,我國太陽能光伏發電成本相當於傳統化石能源發電成本的2~4倍。對於自發自用的分佈式光伏安裝用戶來說,投資實現的收益表現為節省了以居民用電價格計量的電費。對於光伏發電站的投資者來說,與傳統化石能源發電相比,其利潤空間較小。如果投資者得到了中央財政的一次性投資補貼,那麼投資光伏系統的回報價格與傳統能源相當。德國發展光伏應用的早期FiT價格是居民用電平均價格的3倍左右,再結合投資上的稅收、貸款利率上的優惠,其收益空間相對更大。

此外,我國扶持光伏應用的政策體系相對單薄。隨着未來光伏應用技術的發展、投資成本的變化,扶持政策的刺激力度需要不斷調整。一旦改變前期投資的一次性補貼或單一的上網定價,市場容易出現過激反應,且政府沒有其它財政政策、金融政策予以應變。2013年7月14日國務院總理李大大主持召開的國務院常務會議上指出,要「完善光伏發電電價支持政策,制定光伏電站分區域上網標杆電價,擴大可再生能源基金規模,保障對分佈式光伏發電按電量補貼的資金及時發放到位」。我國未來光伏發電的電價體系需要進一步的細化,並且增加多樣的財政、金融政策予以輔助。

最後,政策上對於電價實行的期限並未給予說明,投資者無法預期收益及回收成本期限,進而影響投資安裝光伏的積極性。參照德國十多年來光伏發展的動力來源,我國可考慮進一步對光伏發電上網電價進行細化,並通過立法等方式保障政策的穩定性。此外,應多採用財政、金融等政策手段來降低國內私人及企業投資光伏系統的門檻,從投資、回報兩個方面為光伏發展提供動力。當然我國能源、電力市場與德國不盡相同,全球光伏成本及技術的發展階段也日新月異。未來中國推動光伏等可再生能源發展的政策方式應在着重綜合考慮本國的能源、電力價格以及光伏產業現狀的基礎上調整本國的光伏發展模式。

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