并網(wǎng)問題不明確
并網(wǎng)問題一直是制約我國可再生能源發(fā)展的一個重要因素。風電在2010年底已經(jīng)實現(xiàn)裝機44.7GW,但能夠?qū)崿F(xiàn)并網(wǎng)的僅有31.1GW,而且這31.1GW也是出于可控狀態(tài),即需要時電網(wǎng)公司可以要求部分風機停運,以保證電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。
當前格爾木的"光伏熱",使電網(wǎng)公司不得不臨時決定在格爾木地區(qū)架設330千伏的電網(wǎng)以匹配光伏電廠的建設,預計工程趕在9月30日左右突擊完工。
"723"動車事故告訴我們,不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質(zhì)保量完成的,工程建設進度有一定的內(nèi)在規(guī)律可循,電網(wǎng)建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影,甫全國范圍內(nèi)適用的光伏固定上網(wǎng)電價推行,全國在短短5個月之內(nèi)會出現(xiàn)多少個"格爾木"?電網(wǎng)公司又將能"趕工"出多少個保質(zhì)保量的電網(wǎng)確保電力傳輸?如果項目并不了網(wǎng),固定上網(wǎng)電價政策又有什么意義呢?
電價政策能否賺錢?
如果現(xiàn)在裝機明年享受1元電價,就只能在盈虧平衡之間,不能賺錢!惫夥鼧I(yè)內(nèi)人士認為,政策一般都是規(guī)定行業(yè)之后的發(fā)展,而這次卻是解決遺留問題。
“一切的補貼都是建立在并網(wǎng)基礎上,如果上不了網(wǎng),就都是白搭!惫夥娬就顿Y商稱。知情人士透露,近兩年光伏項目多數(shù)由當?shù)仉娋W(wǎng)接納,并入全國電網(wǎng)的電站屈指可數(shù)。
這次明確了上網(wǎng)電價,卻并沒有相配套的光伏上網(wǎng)政策。目前,光伏電站并網(wǎng)是阻礙國內(nèi)光伏市場發(fā)展的最大問題。光伏發(fā)電的波動性使其在接入電網(wǎng)時,可能會產(chǎn)生諧波、逆流、網(wǎng)壓過高等問題,對現(xiàn)有電網(wǎng)造成一定沖擊,因此受到電網(wǎng)公司的消極處置。
目前該政策仍處于初期階段,還有很多細節(jié)需要明確。但不管怎么說,中國有了自己的上網(wǎng)電價機制,并且在2015年目標10GW,在2020年目標40-50GW,這將對產(chǎn)業(yè)有非常積極的推動作用。但如果中國的太陽能產(chǎn)業(yè)步了風能產(chǎn)業(yè)的后塵,前景將不容樂觀。
2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題,“當時想出一攬子標桿電價,包括風電、太陽能、生物質(zhì)能等”,并形成了討論稿,但終因爭議過大被擱置。目前,光伏電站裝機容量已達到一定數(shù)值,制定固定電價的條件比較成熟。
不過,不論如何,這兩年光伏的發(fā)展歷經(jīng)坎坷,這回總算見到曙光。先不要苛求政策,慢慢等著它完善吧,能出臺政策對光伏產(chǎn)業(yè)人士來說都是一大好事。
光伏“命脈”掌握在上網(wǎng)電價手中
市場對于中國光伏需求遠期前景相當看好,但是對于三五年內(nèi)仍然無法實現(xiàn)平價上網(wǎng)的光伏產(chǎn)業(yè)來說,無論當前政府相關(guān)部門出臺怎樣的扶持政策,都無法與“上網(wǎng)電價”政策對于國內(nèi)光伏裝機量增加帶來的影響相提并論,上網(wǎng)電價才是決定“十二五”國內(nèi)光伏增長前途的關(guān)鍵性政策。
當前全球光伏市場的主要需求來自德國和意大利,在2010年全球17吉瓦的裝機量中,上述兩國占據(jù)70%。今年上半年德國和意大利對于光伏產(chǎn)業(yè)的補貼政策稍有變動就引起了全球光伏產(chǎn)品價格的“上躥下跳”,直接造成今年第二季度全球光伏市場需求萎縮,全線產(chǎn)品大幅跌價,其中多晶硅跌價超過20%,硅片跌價超過30%,電池片跌價在30%左右,見圖。
中國光伏產(chǎn)業(yè)一直呈現(xiàn)“兩頭在外”的局面,產(chǎn)品供給量超過全球50%,但需求量僅占全球5%不到。國內(nèi)光伏市場“雷聲大雨點小”,歸根究底,其原因仍然是低價惡性競爭、補貼不夠造成投資收益不足,投資主體沒有積極性。
按照現(xiàn)在光伏產(chǎn)品價格下跌后的15-18元/瓦的總投資成本來計算,國內(nèi)政策補貼額度基本在7-8元/瓦,國內(nèi)光伏項目的資本回收期大約為10-15年左右。從投入產(chǎn)出比來看,投資具有一定的經(jīng)濟性,但在短期內(nèi)中國市場很難有超常規(guī)發(fā)展。實際上,比光伏裝機量更為重要的是在裝機量增加的同時,企業(yè)是否有利可圖,而不僅僅是總量上數(shù)字的增加。
以目前全球市場來看,光伏產(chǎn)業(yè)的盈利模式主要是靠政府制定上網(wǎng)電價補貼。從長遠來看,“平價上網(wǎng)”是一個可期的未來,但在“十二五”末能夠?qū)崿F(xiàn)“平價上網(wǎng)”的概率很小。“十二五”期間,中國光伏產(chǎn)業(yè)仍然需要政府的財政補貼,標桿電價實際上是階段性相對合理的舉措,我國可以效仿德國、意大利的方式,隨著成本下降逐漸減少補貼,直到迎來“平價上網(wǎng)”的時代。
“十二五”是掌握標桿電價政策的“命門”
對于全國統(tǒng)一的1元標桿電價,國家有關(guān)部門可否針對不同地區(qū)、不同建設方式(地面和屋頂),實施與風電類似的分類電價。
從國內(nèi)光伏發(fā)電項目實施情況看,以1兆瓦電站為例,西北地區(qū)晶硅電站年發(fā)電量140萬度左右,薄膜電站可達150萬度,以后逐年有一定衰減。而東部、中部地區(qū),有效光照低于西部地區(qū),薄膜電站年發(fā)電量在100萬度左右,晶硅電站應在90-92萬度左右,比西北地區(qū)少了1/3的發(fā)電量。按1元/度上網(wǎng)電價計算,年發(fā)電收入少了50萬元,如以25年使用壽命計算,即要少收入1250萬元。但在西北地區(qū)大規(guī)模建設光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網(wǎng)建設速度的瓶頸。因此,我們認為,“十二五”期間,我國光伏發(fā)電要采取西北地區(qū)建設地面電站和東、中部地區(qū)建設地面和屋頂項目并舉的策略。
“十二五”過渡期間,在國家光伏補貼政策暫沒有分區(qū)、分類的情況下,地方政府能否根據(jù)各地區(qū)的實際發(fā)展情況,給予不同的補貼政策。如江蘇省2011年地面光伏電站上網(wǎng)補貼政策為1.40元/度,明年能否定為1.20元,其中0.20元由地方政府補貼。這對在東部地區(qū)大規(guī)模啟動光伏項目、緩解一些地區(qū)用電緊張狀況將大有裨益。
配套政策很關(guān)鍵
在實施上網(wǎng)電價過程中,政策配套非常重要。其中,解決投入資金和利息是核心問題。建設光伏項目投入大,銀行利息所占比例也很大。
以在沿海地區(qū)建設1兆瓦薄膜電池光伏電站為例,若投入1100萬元,其中20%為資本金、另需向銀行貸款880萬,而這880萬貸款利息,是能否實現(xiàn)1元上網(wǎng)電價的關(guān)鍵。沿海地區(qū)每兆瓦光伏電站年發(fā)電量100萬度,發(fā)電收入為100萬元,貸款按6.5%年息計算,即要支出57.2萬。如利率上浮到8%,則每年需支付利息70.4萬元,再加上土地占用費、電站維護費、線路維護費等約10萬元,支出則達到67-80萬元,而收入只有20-30萬元,據(jù)此測算,回收期將在25年以上。
另外,國家對光伏發(fā)電的銀行利息要有專門政策,希望對光伏貸款能實行與建設火力發(fā)電廠、高速公路、鐵路等基本建設項目同等的優(yōu)惠貸款利息;另一方面,建設光伏發(fā)電工程投入較大,希望政策明確具體由哪些國有銀行支持。
根據(jù)歐洲太陽能貸款模式,項目公司在取得建設批文后,銀行給予30%的啟動貸款,在建成上網(wǎng)發(fā)電后再給予50%(合計80%)的專項貸款,業(yè)主以上網(wǎng)電費還本付息。
同時各地電網(wǎng)公司,尤其是基層電力公司,對建設光伏項目的認識,要統(tǒng)一到發(fā)展新能源、緩解用電緊張這一大局上來,不僅要在上網(wǎng)審批手續(xù)上更加簡便、快捷,在電網(wǎng)接入線路等費用上也要綜合考慮,以減少光伏項目的總投資。
另外,希望地方政府對建設地面電站的灘涂、丘陵、荒地、閑置用地等項目使用土地的租金能給予最大優(yōu)惠,對建設自發(fā)自用的屋頂項目,發(fā)揮有效的宏觀調(diào)控作用;各類設計、評估、監(jiān)理、檢測等中介部門更要給項目開辟綠色通道、減少收費。
企業(yè)理性前行
仔細算一筆帳,在西北地區(qū)建設非晶硅薄膜組件光伏電站,每瓦投入可控制在13元,使用晶硅組件約需15-15.5元。原因是西北地區(qū)電網(wǎng)接入費用、運輸費用、施工費用等高于沿海地區(qū)。按每兆瓦薄膜電站25年可發(fā)電3450萬度計算,回收期在12年左右;而在沿海地區(qū)建設同樣規(guī)模的地面電站,非晶薄膜電站建設成本約需11-12元/瓦,按照25年可發(fā)電2400萬度計算,回收期18年左右,如地方政府有0.20元/度補貼,則回收期可縮短至14年。
由于光伏組件種類不同,企業(yè)成本控制不同,因而銷售價也不同。
在系統(tǒng)集成方面更是各顯其能,成本相差很大。以今年企業(yè)平均成本價格來估算,非晶薄膜電池生產(chǎn)成本今年可控制在5.50元,銷售價可在6.30元以內(nèi),明年計劃將組件成本降至4.80元以下,2013年要降至3.80元(含稅)。
系統(tǒng)建設上,不少企業(yè)在國內(nèi)有單獨建設和與電力公司合作建設光伏電站項目的實踐經(jīng)驗,在國外也參與了多個電站建設項目,另外使用水泥立柱制作的支架,不僅牢固、耐侵蝕,而且最關(guān)鍵的是成本低,每瓦支架成本可在1.50元以內(nèi),與晶硅組件支架成本相近,這彌補了薄膜組件轉(zhuǎn)換率較低導致支架成本增加的缺陷。組件和支架成本的有效控制,為系統(tǒng)成本降到1000萬元/兆瓦創(chuàng)造了條件。2013年薄膜組件銷售價將控制在4.50元以內(nèi),整個地面電站系統(tǒng)可降至9元/瓦以下,回收期也可從目前的12年降到8年。
不過,現(xiàn)在仍有很多公司對非晶薄膜電池的性能有懷疑。其實,非晶薄膜電池已有50年歷史,安裝近30年的發(fā)電經(jīng)驗。電池效果好不好,關(guān)鍵在于企業(yè)生產(chǎn)組件的品質(zhì)好不好。打個比方說,一家企業(yè)在歐洲和東南亞已成功建設了20多個兆瓦級項目,同時,組件前五年由公司提供質(zhì)保,后20年由全球最大的保險公司慕尼黑再保險公司給予質(zhì)量承保,組件如有問題由保險公司賠償。
因此,應對1元電價的挑戰(zhàn),更需要企業(yè)自身努力,在降低成本上狠下功夫。風電裝備發(fā)展之路很值得光伏企業(yè)借鑒。10年前,1兆瓦進口風機需3000多萬,而現(xiàn)在國產(chǎn)的只有500萬,降低了80%。風電投入逐年降低的例子,生動說明光伏發(fā)電成本仍有降本空間。另外,如何降低光伏發(fā)電成本,專家也表示,要加大薄膜電池技術(shù)水平研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化技術(shù)集成與創(chuàng)新,以及相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈的基礎建設。
“朝陽行業(yè)”光伏產(chǎn)業(yè)的低谷期
在2008年的全球金融危機中,由于對國外市場的嚴重依賴以及海外市場的不確定性,中國光伏企業(yè)的發(fā)展受到了巨大的影響:從價格飆升、游資瘋涌、項目“遍地開花”,到訂單銳減、資金鏈斷裂、企業(yè)大量倒閉,短短半年的時間,中國太陽能光伏產(chǎn)業(yè)就經(jīng)歷了“過山車”式的心驚肉跳。全球金融危機爆發(fā)以來,光伏產(chǎn)業(yè)這一孕育夢想、財富與希望的“朝陽行業(yè)”被殘酷地甩入深淵。光伏產(chǎn)業(yè)的暴利時代無情地拂袖而去,折戟沉沙后留下的是痛苦的反思和冷靜的審視。
曾幾何時,中國光伏產(chǎn)業(yè)過度依賴國外市場,猶如遠離土地隨波逐流的帆船,而其風險已在全球金融危機中暴露無遺。為此,2009年以來,中國政府不斷加大了對光伏產(chǎn)業(yè)的扶植力度,國