1元上網(wǎng)電價 是機遇還是挑戰(zhàn)?

2011-08-31 16:35:54 太陽能發(fā)電網(wǎng)
近日,中國光伏發(fā)電標桿電價終于出臺:2011年7月1日以后批建的光伏項目,上網(wǎng)電價為1元/千瓦時。發(fā)改委的這一動作被業(yè)界視為啟動國內(nèi)光伏市場的壯舉。隨著技術(shù)不斷進步和政策保障措施不斷完善,以及光伏產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先企業(yè)的積極行動,統(tǒng)一的標桿電價必將加快我國太陽能光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代的到來。

  近日,中國光伏發(fā)電標桿電價終于出臺:2011年7月1日以后批建的光伏項目,上網(wǎng)電價為1元/千瓦時。發(fā)改委的這一動作被業(yè)界視為啟動國內(nèi)光伏市場的壯舉。隨著技術(shù)不斷進步和政策保障措施不斷完善,以及光伏產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先企業(yè)的積極行動,統(tǒng)一的標桿電價必將加快我國太陽能光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代的到來。

  但1元上網(wǎng)電價合不合理,實施企業(yè)能否實現(xiàn)收支平衡或盈利,近日國內(nèi)光伏業(yè)界對此議論紛紛、看法不一。作為企業(yè),強生認為,光伏發(fā)電1元上網(wǎng)電價符合中國國情,也是可能和可行的。1元上網(wǎng)電價不僅是一個恰到好處的價格,同時對光伏企業(yè)、新能源投資企業(yè)是一個機遇,更是一個成本上的挑戰(zhàn)。

  電價仍有待細化

  由于光伏發(fā)電受光照時間影響,各地年發(fā)電量不一,同時地面和屋頂系統(tǒng)建造成本不一、自發(fā)自用和并網(wǎng)輸電的投入和收益也不一。電價補貼政策有待進一步細化。

  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(shè)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(yīng)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(shè)光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網(wǎng)建設(shè)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(shè)地面電站和東、中部地區(qū)建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)火力發(fā)電廠、高速公路、鐵路等基本建設(shè)項目同等的優(yōu)惠貸款利息;另一方面,建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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

  我們算過一筆帳,在西北地區(qū)建設(shè)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(shè)同樣規(guī)模的地面電站,非晶薄膜電站建設(shè)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。以強生光電為例,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(shè)上,強生在國內(nèi)有單獨建設(shè)和與電力公司合作建設(shè)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(shè)項目,另外使用水泥立柱制作的支架(已申請專利),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(dǎo)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年強生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。以強生為例,在歐洲和東南亞已成功建設(shè)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(yīng)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(chǔ)建設(shè)。

  據(jù)行業(yè)內(nèi)預(yù)測,光伏發(fā)電在5至10年內(nèi)能實現(xiàn)平價上網(wǎng),而我們更堅信,只要各方共同努力,1元上網(wǎng)電價不僅是完全可行的,而且與火電同價的時代將提前到來。



作者: 來源:中國能源報 責任編輯:admin

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