目录
一、行业动态... 1
1、MEMC指出光伏产业第二季度硅片价格下降40%,同时遭遇需求疲软... 1
2、BSW-Solar证实,太阳能成本五年内减半... 3
3、太阳能电池8月涨价恐雷声大雨点小... 4
4、全球光热发电市场新一轮爆发将启动... 5
5、国家电网:光伏电站接入技术已枕戈待旦... 6
7、CIGS技术商业化进程和成本堪忧,维易科退出CIGS设备市场... 8
8、美能源部SUNPATH申请启动 光伏技术与成本反击华企... 9
9、中国"价格:迫使欧美光企逃离... 10
10、日本组建太阳能光伏联盟 中国光伏企业将面临挑战... 11
11、浙江光伏发电上网标杆价将提至1.43元/千瓦时... 12
二、市场预测... 15
1、欧洲光伏市场趋势... 15
2、下半年光伏组件收入将与去年持平... 15
3、2011年美国光伏装机量预计大增166%. 18
4、国产替代 光伏设备商有望受益... 19
5、光伏政策发力 生物质能发电市场成长可期... 20
6、中国市场预期兑现将维持较高但合理增速... 20
三、政策分析... 24
1、光伏电站泛滥: 意大利调整光伏政策... 24
2、光伏电价补贴涉及多部委资金恐难落实... 25
3、光伏并网电价或“架空”金太阳与特许权... 26
4、专家争议光伏标杆上网电价政策... 26
5、光伏上网电价出台的冷思考... 28
一、行业动态
1、MEMC指出光伏产业第二季度硅片价格下降40%,同时遭遇需求疲软
尽管由于最近宣布的尚德公司(Suntech)硅片供应合同搁浅,MEMC公司(NYSE:WFR)获得一次性财务收入1.494亿美元,但其太阳能业务的主要财务指标在2011年的第二季度仍遭重创。第二季度的太阳能材料收入为3.231亿美元,环比下降1%,但是排除了尚德公司的付款后,太阳能材料的收入仅为1.737亿美元,相比第一季度下降47%。
第二季度太阳能硅片产量下降40%,而相比上一季度硅片价格也下降了17%。但是MEMC的管理层却表示,相比第一季度硅片价格普遍下降率实际为40%。
MEMC宣布其第二季度根据会计准则计算得出的收入为7.46亿美元,排除尚德集团的现金付款,收入仍为5.962亿美元,环比下降仅19%。排除尚德付款后收入的下降据称是由于太阳能硅片价格和产量的下降以及某些SunEdison光伏项目的完成时机。公司管理层还表示,原因还包括太阳能需求的不确定性,尤其是欧洲地区。
MEMC公司的首席执行官阿哈默德·夏蒂拉(Ahmad Chatila)表示:“为了快速应对太阳能硅片市场条件的变化,我们的太阳能材料业务积极采取行动,重新构建客户供应商协议并重新调整业务规模。我们很高兴与尚德公司之间的问题最终得到解决。并且我们也希望与尚德公司的未来关系能够进一步融洽,2011年或更远的将来,他们能够继续购买我们的产品。”
在讨论季度业绩的电话会议上,公司管理层还预计,下半年还将实现来自尚德公司的2900千万美元延迟收入。
MEMC的太阳能业务营业利润为8920万美元,相比之下,2011年第一季度的利润为3940万美元,而2010年第二季度利润为1910万美元。
该公司称,出现此环比增长的缘故是与尚德公司合同的终结,但部分被由于回购义务而产生的5240万美元销售商品费用成本、130万美元的重组费用以及主要由于古晋(Kuching,300mm半导体硅片工厂)的初始产量较低而产生的1420万美元费用(尽管该工厂的已显出增长态势)而抵消。
夏蒂拉还指出,他们的硅片生产业务发生了变化,其中包括将硅片生产主要放在公司内部完成或同主要合作伙伴合作完成,以便在2012年将充分混合的组件成本保持在1美元/瓦以下。
管理层还在电话会议上表示,大家预期硅片价格会在下半年继续下降,但并未提出具体指导性措施。(来源:pv-tech)
2、BSW-Solar证实,太阳能成本五年内减半
德国太阳能产业协会BSW-Solar日前表示,光伏系统成本的迅速下跌将使得到2017年的时候,德国的新建太阳能电厂无需财政支持也可在所预期的电力价格的基础上实现盈利运营。这一产业协会同时还指出,2006年至今已完成安装的光伏屋顶系统的价格已降低了一半以上。
据BSW-Solar称,至2020年,太阳能组件的销售将至少在现有水平上翻三倍。2010年全球光伏安装量达到了17.5GW。
BSW-Solar还表示,德国每千瓦电力的平均零售价目前在2400欧元左右,而这一价格在五年前为5000欧元。(来源:pv-tech)
3、太阳能电池8月涨价恐雷声大雨点小
太阳能电池厂在7月景气回温后,酝酿8月开始涨价,原则上以现况要求的16.4~16.8%转换效率水平,期能突破每瓦0.8美元水位,但因台海两岸业者均感受需求上冲力道不够、产业链供过于求阴影难挥,即使不约而同凝具调涨共识,以扞卫有限的毛利空间,报价上也有业者突破0.8美元,但实际交易价却受到信心度不足影响,仍给予客户议价空间,虽然协调涨价仍在进行中,不过,这次涨价恐落于“雷声大雨点小”。
第3季受到欧洲市场补助法规落定影响,太阳光电产业订单回流,6月诸多太阳能业者拉升产能利用率后,7月底开始酝酿涨价,期能在8月一举涨价成功,不过,两岸太阳能业者均坦言,涨价仍在协调中,部分有协调完成、部分仍无法接受。
太阳能业者表示,这波太阳能电池的涨价可以说是两岸不约而同、取得共识,主要即第2季价格季跌幅约达30%以上,已让诸多业者连喘气都困难,因此,景气回温力求调涨,不过台面上报价似乎有调升,但因各业者心知这波景气反弹,需求的回升力道有限,供过于求阴影难挥除,以至于实际议价空间仍存。
若依目前市场平均交易水平来看,两岸一线太阳能电池厂每瓦实际交易价仍座落在每瓦0.75~0.8美元间,从较具代表性且具相当交易量的订单来看,每瓦突破0.8美元仍有相当难度,仍未达到业者7月缺省的目标,二线厂部分,则有小幅调升0.1~0.2美元,报价朝大厂实际交易报价靠拢。
但若依模块客户端的议价走势来看,由于模块报价并未调涨,因此难接受电池客户调涨价格,部分订单量较大、较具议价能力的长期客户,在8月仍不排除协议降价,以利在旺季冲刺市场,报价微幅再下压,突破底线仍是有机会。太阳能业者表示,从实际议价走势来看,可以嗅出部分电池厂对涨价的信心仍然不足,将拖累有意涨价的业者,这波涨价恐流于“雷声大雨点小”。
上游矽晶圆取得成本部分,太阳能电池业者指出,8月已拿不到6寸多晶矽晶圆每片在2美元以下,而两岸一线厂的报价也雷同,6寸多晶矽每片回稳至2~2.1美元,不过要突破2.1美元仍显得关卡重重,但这也凸显太阳能电池降价的空间受到限制。
台系矽晶圆厂中美矽晶3日公布7月个别营收为新台币12.37亿,月增率达16.48%、年减率34.73%,累计1~7月合并营收额为98.43亿元,年增率16.26%。
持续受订单回温效益影响的太阳能电池厂昱晶,7月营收为15.71亿元,月增率为52.23%,年减率为35.42%,累计1~7月合并营收为115.38亿元,年减率为22.96%。
台系太阳能电池业者包括茂迪、昱晶、新日光、升阳科、益通及16日即将挂牌上市的太极,国内一线垂直集成厂以尚德、英利、天威、阿特斯、晶澳等为代表。(来源:全球光伏网)
4、全球光热发电市场新一轮爆发将启动
光热发电是已被印证的成熟可靠的发电技术技术,在上世纪70年代中东石油危机迎来契机,在80年代的美国初步应用,装机量达到354MW。 光热发电是已被印证的成熟可靠的发电技术技术,在上世纪70年代中东石油危机迎来契机,在80年代的美国初步应用,装机量达到354MW。
此后经历了近20年的“市场空白”期,但第二次爆发已经开始。
2009年西班牙可再生能源FiT政策激励促使其光热发电三年来发展迅速,累积装机约582MW,在建项目超过600MW;2009年美国一系列激励政策也促使其光热市场重新启动,在建项目近500MW,规划项目超过10GW;另外中东地区、澳大利亚、印度、南非等国也有规模不一的市场在启动中。目前全球在建及规划中的光热市场已经达到23GW,对应投资超过500亿美金。
中国光热已规划项目市场规模450亿,可能拉动另一个可再生能源产业
据统计,如果所有已公布项目均能实施,2015年前,中国国内的太阳能热发电装机容量将达3GW左右规模,按照光伏系统可比成本计算,市场总量450亿元人民币。
但相对于中国数十家海内外上市企业、近千家大小企业、上千亿年产值的光伏产业而言,中国光热发电产业仍处于萌芽期。关键产业链每个环节企业数量仅数家,产业规模小、市场集中度高。因此已进入企业将享有先发优势,未来4年可借助百亿级国内市场和千亿级全球市场,迅速提升技术与规模实力、提高可靠性、降低光热发电的成本,从而进一步做大市场,孕育伟大的公司。
光热发电具备独特的优势,发展潜力巨大
光热发电仅适用于太阳直接辐射资源丰富、地面平坦的区域,适合发展大型发电系统,具有许多独特的优势,例如可实现低成本的储能,提高电力输出品质;与现有电力设施结合发电;用于海水淡化、制冷等多领域的应用等。
由于前期经历了近20年的市场空白期,对其技术与成本的进步产生了不利影响,但未来提升的空间仍然很大。(来源:中国太阳能网)
5、国家电网:光伏电站接入技术已枕戈待旦
由国家电网公司智能电网部牵头编制的《光伏电站接入电网技术规定》和《光伏电站接入电网测试规程》两项企业标准已于5月发布。国家电网表示,目前国内对光伏电站并网标准规范需求紧迫,该标准的制定和快速出台将为光伏电站的入网测试提供依据和准则,帮助光伏电站投资方、建设商、运营商等更好地开展电站建设运营。
并网问题一直都是制约可再生能源产业发展的瓶颈,此次政策并没有对并网问题给出一些相关的规定。
“新政策将导致光伏投资涌向西部地区,给并网造成压力。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强认为,西部地区太阳能资源丰富,投资收益率较高,不过,该地区能源需求较少,大量的光伏发电需要通过远距离运输。目前光伏发电入网标准尚未统一,如果问题不解决,将导致只有装机却发不出电的局面。
国家电网能源战略与规划研究所所长白建华指出,目前光伏的市场尚在培育期,未来光伏一旦大规模发展,如何处理光伏的储能、入网、消纳、运输、成本等问题,主管部门需吸取风电并网经验教训以及参考国外经验提前规划,通过测算各利益方的投入成本给予相关政策补贴。(来源:国际新能源网)
6、全球最大光伏建筑一体化项目下月在南京启用
记者昨从南京市江宁区了解到,由江宁中电电气集团、南京铁投度身定做的全球最大光伏建筑一体化项目——南京南站太阳能屋顶,将于9月底并网发电。
记者昨天登上60米高的南京南站屋顶看到,南北两侧无柱雨棚上银灰色的光伏板层层叠叠,如同给站房披上了一层铠甲,十分壮观。南京中电电气研究院院长贾艳钢介绍,该项目铺装面积达12万平方米,装机容量10.67兆瓦,运营期25年,就近上传电网,如果按每户家庭每天用电2千瓦时计算,投用后可同时满足上万家庭使用。
与化石能源电相比,太阳能电被称为“黄金电”,好处自不用说。然而现状却是,国内光伏产品绝大多数出口。国内10兆瓦以上功率的并网电站只有甘肃敦煌、宁夏石咀山等少数几个。而在东部沿海城市,太阳能只能用在楼顶热水、路灯照明等领域,利用光伏发电还显得遥远。
“客观地说,国内光电应用还面临技术瓶颈。”南京玻纤院光伏专家介绍,他们基地太阳能试验电场的发电成本最低已达1元/千瓦时,高于火电价格,如能降至0.1美元/千瓦时(相当于人民币0.64元),是划算的。专家预计到2020年前后,技术上可实现这一目标。
光电应用自然需要政策支持,欧盟、日本鼓励居民在楼(房)顶、外墙安装太阳能发电装置,给予很高的补贴,其中德国补贴比例高达30%-40%。
要让光电真正成为“黄金电”,还要解决生产和需求的脱节。专家介绍,全球只有我国和西班牙将光电生产和需求割裂开来。光电应用出路还在贴近“需求侧”,解决我国电力供需的结构性矛盾——西北光电、风电富余,“送过来”不经济,可以将东部地区高耗能的电解铝、炼钢、水泥产业转移过去;而东部电力紧张,可结合屋顶工程、建筑一体化发展光电,既节省用地,又节约能源。
在“需求侧”推进建筑一体化光伏项目,我省除南站外,南京科技园、盐城先锋岛也在建设。此外,我省光伏企业还为内蒙古大草原上难以通电的1000户牧民装上风光互补发电设备,每户只需几万元,就能保障空调、彩电、冰箱用电。
内蒙古牧民能享受的清洁能源,城市居民却用不上,这一反差让我们看到:要推广绿色、无污染的太阳能电,当前比政策支持、技术突破还要紧要的是,打破供电体制障碍和光电应用中的瓶颈。(来源:Solarbe.com)
7、CIGS技术商业化进程和成本堪忧,维易科退出CIGS设备市场
太阳能设备行业日前又传出不景气的信号,美国维易科(Veeco,NASDAQ:VECO)公司在发布第二季度财报的同时宣布将关闭公司CIGS太阳能系统业务。这一决定给公司带来约合7100万美元的损失,并影响公司第二季度财务报告和订单。
公司首席执行官约翰∙皮勒(John Peeler)表示公司综合考虑了”多种因素“,才做出这一决定,“其中包括主流太阳能技术水平的提高,以及目前市场对CIGS技术的接纳程度低于预期。尽管CIGS仍然是十分重要的薄膜太阳能技术,我们认为维易科公司无法接受这项技术的发展进度和成本。”
维易科原本在这一领域表现抢眼,在过去4年中进行了多次收购并推出了多种产品,其中包括收购设备制造商Mill Lane和CIGS项目开发商DayStar Technologies在纽约州的部分资产,以及推出FastFlex和FastLine制造系统。维易科的客户包括Global Solar、大洋金属株式会社、GroupSat以及其他多家公司。
维易科并不会挂牌出售公司的CIGS业务,皮勒称公司“打算将我们在Clifton Park的研发设施、试生产线、技术以及核心开发人员转移到设在纽约州立大学奥尔巴尼分校的纳米科学与工程学院(College of Nanoscale Science and Engineering,CNSE),以支持CNSE和美国光伏制造业联合会(Sematech Photovoltaic Manufacturing Consortium ,简称PVMC)的研究。我们相信PVMC会继续推动CIGS技术的工业化路线图、合作研究、市场推广及商业化生产。”
在此前美国能源部的SunShot计划中,PVMC收到5700万美元拨款用于开发CIGS技术,那时维易科就被列为PVMC的重要合作伙伴。维易科自身也在2月收到480万美元拨款用于“加速多级热沉积设备的商业化以支持低成本CIGS电池的开发”。
维易科关闭公司CIGS业务所带来的5100万美元资产损失中包括3337.5万美元存货清理损失,1112.5万美元重组支出,以及621.1万美元固定资产损失。此外公司还将失去2000万美元CIGS沉积设备的订单。
公司称将在第三季度把亏损的CIGS太阳能系统业务关停,皮勒表示“关闭CIGS业务将对我们的盈利水平带来立竿见影的积极效果。 ”
公司本季度销售收入达2.648亿美元,利润1920万美元,主要来自亚洲LED制造商对金属有机化学气相沉积(MOCVD ) 设备的强劲需求。
维易科尚未关闭公司所有的CIGS业务,公司还将继续出售CIGS热沉积源和其他沉积设备元器件。维易科还将保持自己作为MOCVD和MBE设备顶尖供应商的地位,并继续关注聚光光伏市场。(文章来源:PV-Tech)
8、美能源部SUNPATH申请启动 光伏技术与成本反击华企
美国能源部近日宣布将向美国国内光伏制造商提供5000万美元的资金,帮助这些制造商将实验室中的太阳能技术转化为产品,继而保持美国在太阳能制造业的前沿地位。此次资金援助计划被称为Scaling Up Nascent PV At Home,简称SUNPATH,这是美国光伏制造计划PVMI下属的第二个基金项目。
SUNPATH计划的目的在于帮助处于试商业生产阶段的制造企业扩大产能,使其生产迅速步入正轨。美国能源部称这往往是企业创业初期最艰难的阶段。
SUNPATH计划的资助对象是那些受PVMI计划的支持且拥有低成本创新太阳能技术的美国公司。美国能源部表示其下属的国家级实验室正在扩大规模,确保PVMI计划一期和二期资助的技术研发成果可以得到充分的检测。
美国能源部部长朱棣文称:”这项投资将推动美国国内太阳能制造业的发展,促进本行业的就业,保证美国在全球飞速发展的清洁能源经济中占据优势。除拉动清洁能源制造业的振兴外,该项目还将有助于实现SunShot计划的目标,即在未来十年内使大规模太阳能发电成本在没有补贴的条件下也能与传统发电方式相抗衡。“
美国能源部还表示资金申请对象应拥有低成本及良好工业生产前景的的组件、电池或基板制造技术,符合SunShot计划的目标。申请截止日期为2011年10月28日。(文章来源:北极星太阳能光伏网)
9、中国"价格:迫使欧美光企逃离
MarketWatch7月29日报导,根据VentureWire得到的电子邮件资讯,美国碲化镉薄膜太阳能电池模组制造商FirstSolar,Inc.已聘请先前任职于创投机构AltiraGroup的投资人CorySteffek,帮助该公司进行并购或寻找合作夥伴。Steffek在电子邮件中表示,他将负责寻找、评估可能收购的企业以及共同开发、策略性合作的机会。
根据报导,截至第1季为止,FirstSolar拥有3.56亿美元的现金与约当现金。该公司最近收购了专案开发商NextlightRenewablePowerLLC、OptisolarInc.,以及太阳能系统商RaytrackerInc.。
彭博社报导,德国太阳能电池大厂Q-CellsSE执行长NedimCen6月8日在接受专访时指出,若找到正确的夥伴,他不反对卖掉自家公司。他指出,产业整并可以是提振太阳能市况的手段之一。不过,Cen表示,目前并未与任何对象洽谈相关事宜。
Jefferies&Co.分析师JessePichel曾于6月28日发表研究报告指出,FirstSolar已抓住强劲的需求商机,这将帮助该公司避免价格进一步下滑Pichel并表示,虽然FirstSolar可能会在8月份公布季度财报时下修全年度财测,但届时投资人信心也将触底,股价上升的机率增加。Pichel相信FirstSolar能将出货订单比维持在1.0以上,而2012会计年度发电量在1GW(十亿瓦)以上的太阳能专案定价也将相对较高。
DerAktionar曾于2010年12月份报导,根据柏林应用科学大学(HTW)进行的一项研究显示,受到中国大陆太阳能同业成本低廉的竞争影响,部分的德国厂商恐将面临生存危机,其中遭到点名者包括太阳能系统整合大厂Conergy、太阳能电池业巨擘Q-Cells、太阳能模组厂商SOLON。HTW专家WolfgangHummel表示,上述三家公司债台高筑,成长与向国外扩展的空间过于狭小,因此恐将自市场消失。德国太阳能厂商生产成本较大陆竞争对手高了30-40%。(文章来源:精实新闻)
10、日本组建太阳能光伏联盟 中国光伏企业将面临挑战
据《日本经济新闻》报导,日本大约20家企业打算组建数个商业联盟,以期在全球太阳能市场上战胜竞争对手,赢取订单。
这些企业打算每3-9家结为一个企业联合体,力争在印度尼西亚、西亚北非、拉丁美洲、蒙古国、泰国这5个国家和地区竞标太阳能发电项目。这些企业将打造5个团队,其中,松下公司、日挥公司、三井物产公司和另外3家企业结成一个企业联合体,投标印度尼西亚一个太阳能发电项目;横河电机公司打算在西亚北非地区建造一家发电厂,使用夏普公司等3家公司生产的太阳能电池板。
在竞争激烈的国际市场上,一家企业的实力往往难以拥有足够的实力,此时通过合纵连横形成合力就至关重要。在这方面,日本可以说是最看重的。日本的综合商社担负着日本的资源进口、产品出口、开拓海外市场的重任,促进了日本经济国际化、产业结构高级化,成为日本经济高速增长的“发动机”。日本的综合商社在经营上融合了商业资本、银行资本和产业资本等不同资本;在经营特点上讲求部门专业化和经营品种、经营范围、经营方式的综合化相结合;在经营战略上,采取了以规模经济优势和低价优质的综合性服务取胜的策略。而为了在太阳能市场获得发展,日本计划继续沿用这一成功模式。
这些企业联合体将于年内开始运营,目标是2013年秋季前每个团队至少赢取一份订单。此外,日本政府打算协助这些企业联合体与外国政府磋商并提供金融支持。如果这一国家层面的计划得以实施,中国的太阳能企业势必面临强有力的竞争。 (来源:环球光伏网)
11、浙江光伏发电上网标杆价将提至1.43元/千瓦时
光伏发电上网标杆价出台仅两天便引来多方质疑。
8月3日,国家发改委能源研究所研究员王斯成在公开场合表示,此次出台的1元/千瓦时光伏发电上网电价仅能使西部4省盈利,而东部17省如果按此电价将全部亏损。
针对此情况,东部省份有可能提高省内光伏发电标杆上网电价。浙江省经信委副主任凌云在同一天透露,浙江的光伏发电上网标杆价地方标准将定为1.43元/千瓦时。目前这一价格正在向国家发改委上报,等待批复。
定价过低?
8月1日,国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(下简称《通知》),7月1日后核准项目及年底前无法投产项目上网电价定为1元/千瓦时(西藏为1.15元/千瓦时)。
业界认为此上网电价政策的出台将能促使中国光伏大规模启动,但也有专家质疑此电价定价过低。
王斯成表示,中国太阳能资源的分布形势为西多东少,西部9省年平均总辐射量为5519.46MJ/m2,东部17省年平均总辐射量为4836.23MJ/m2。如将政府补贴、固定资产运行费用、各省系统年满发小时数、增值税、贷款比、所得税、附加税、贷款利息都考虑进去,企业的可行税后内部收益率按8%计算,企业资金回收年限按15年计算的话,东部17省无一可以盈利,而西部仅有西藏、内蒙古、青海和宁夏4省可以盈利。
另外,享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目,按《通知》要求,其上网电价按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。王认为,按照国家发改委价格司2009年公布的6大电网的燃煤脱硫机组的上网电价,中国没有任何一个光伏项目可以盈利。
因此他提出,这样的光伏标杆上网电价政策,只对西部大型光伏电站有一定的推动,不会对其它地区有实质性推动,反而会在某种程度上造成中国现行光伏市场的混乱。
但王也同时表示,这个价格的出台,是试探性的,国家发改委的用意,是以这个价格试探目前大部分光伏企业的真正成本。如果下半年在1元/千瓦时的前提下,有众多企业仍然热情高涨地申请新项目,则表示这个价格定得不低,可以沿用。而如果在1元/千瓦时的价格前提下,没有企业再申请新的项目,则表示价格过低,可在明年进行调整。
他本人也认为,明年这一光伏发电上网标杆价一定会上调基本已成定局。
浙江定价至1.43元
而东部省份企业在光伏发电上网标杆价基础上几无盈利也得到众多企业家证实。为此,凌云8月3日也在公开场合透露,浙江的光伏发电上网标杆价地方标准将定为1.43元/千瓦时。而这一价格也正在向国家发改委上报,等待批复。
浙江一民营企业家表示这一价格对目前大部分浙江民营企业来说可以获得微利,至少可以保本。
而1.43元于1元之间的差价将由地方财政作为补充。上述企业家解释,其实这一补助的价格不会太高,因为今年浙江省真正能够并网发电的光伏项目并不太多,发电量相当有限,所以不会给地方的财政带来很大压力。
而凌云也表示,相对与补助的资金,政府得到的收益显然更大。
浙江省今年在余杭开发区投资建立一个2兆瓦的示范点,正是为了能借此拉动整个光伏产业链。
而发改委能源研究所副所长李俊峰则提醒,我国太阳能光伏产业就像一列火车,不动则以,一动便停不下来。一方面要加大政策的扶持,一方面也要警惕产能过剩。
李表示,这一部分电价的补贴对于整个光伏产业的投入而言是微乎其微的,他呼吁各地方都出台相应的电价补贴标准,提振光伏市场。但他同时担心这一光伏发电上网标杆价地方标准出台后,各企业扩产,造成产能过剩。
上述浙江企业家告诉记者,光伏企业产能过剩问题在浙江突出,今年以来,不少传统产业转型为光伏企业。“不要说原本从事制造业的企业了,就连做皮革的企业也有不少今年转型做了光伏,光伏企业在浙江俨然成为一个劳动和资本密集型产业。”他坦言。(来源:Solarbe.com)
12、皖企加紧“布阵”光伏产业预计投入资金1100万
日前,国家发改委正式出台国家光伏发电标杆上网电价政策。昨日,记者从省能源局获悉,安徽省将抢抓这一政策机遇,在资源丰富地区建立光伏电站,预计投入资金1100万元,目前已有皖企准备试水。
光伏新政“撬开”市场大门
近日,国家发展改革委下发的通知明确规定今年7月1日前核准建设、年底前建成投产且尚未定价的光伏项目,上网电价为1.15元人民币/千瓦时,7月1日之后核准的,及7月1日之前核准但仍未建成投产的太阳能光伏发电项目,除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外,其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。
安徽超群电力科技有限公司贸易部部长朱明在接受记者采访时表示:“去年被批准的金太阳示范工程将要在9月份验收。同时,我相信光伏上网的价格出台对整个安徽光伏行业的发展是很大促进,也开启了省内光伏市场大门的钥匙,目前,我们公司已经在计划筹建光伏电站了。”
重点布局皖北、江淮
省能源局表示,早在国家酝酿出台该政策之前,就已经编制了安徽省光伏发电“十二五”发展规划,按照“适度规模、就近上网、当地消纳、有序发展”的原则,重点在皖北、江淮丘陵等太阳能资源较为丰富、边际性土地较多区域建设。
据了解,我省太阳能资源属全国四类区域,平均年发电利用小时数为1300小时,按照目前电池组件、逆变器及系统集成等价格测算,不计征地费用,在我省资源较为丰富的皖北地区建设1mw光伏电站需投资1100万元,年收益率约5%,对投资商难以形成吸引力。( 来源:Solarbe.com)
二、市场预测
1、欧洲光伏市场趋势
由于欧洲市场的补助政策陆续出炉,使得欧洲市场的需求持续增温。根据EnergyTrend的预估,德国市场受到补助金额不变与成本下降的双重利多,下半年的安装量将会提升,EnergyTrend预估下半年德国的安装量有望来到3.5GW~4GW,整年安装量有望达到5GW~6GW;而在意大利方面,虽然新的补助政策限制了大型系统(>1MW)的安装量,然而以2010年的安装量来,意大利的市场是以中小型系统为主,因此在意大利补助政策正式通过后,市场需求将会再起,我们预估意大利下半年的需求有望来到1GW。
此外在新的补助政策中提到,太阳能系统中60%的制造投资需来自于欧盟国家,包含太阳能模块、逆变器与安装构件等。以供应链中的太阳能模块来说,硅晶太阳能模块中的电池串焊到电性测试,与薄膜太阳能模块中的沉积处理到电性测试等工序全部在欧盟地区进行,即视为欧洲制造。但若是太阳能模块在欧盟之外的国家制造生产的话,其多晶硅、硅晶圆与电池至少一项需在欧盟地区生产制造,才会被视为是欧洲制造,显而易见,此政策无非是为了保障欧洲地区太阳能产业供应链的稳定发展。
观察目前欧洲政策的变化,太阳能屋顶(SolarRoof)将是未来补助的重点,大型系统将逐渐淡出。为了在有限的面积内能够获得更多的电力产出,高效产品的需求将逐渐提升,也因此造成近期单晶产品的价格持续在高档盘旋。展望未来,太阳能屋顶的需求将会持续,能够推出高效且符合成本的产品将是厂商未来胜出的关键。(来源: EnergyTrend)
2、下半年光伏组件收入将与去年持平
IHSiSuppli的最新预测显示,上半年组件价格暴跌导致光伏安装量大幅反弹,2011年第四季度组件安装量将增加8GW。在主要欧洲市场德国及意大利需求显著复苏的推动下,全球光伏安装量预计将达21.2GW,与2010年的17.6GW相比,增幅达21%。该预测,除了在安装时间有所变化外,与今年早些时候的预测几乎是相同的。
“在上半年市场放缓之后,下半年德国、意大利等关键市场需求复苏,全球太阳能安装量将在2011年下半年反弹,致使全年的安装量激增21%。”IHS的首席光伏分析师StefandeHaan表示,“然而,由于上半年市场疲软,将导致太阳能组件发生严重的价格侵蚀。正因为如此,全行业对晶体硅及薄膜组件的收入将或多或少与2010年持平。”
IHSiSuppli表示,全球光伏安装量在2011年上半年达到了6.6GW,与去年同期相比下降了4%。
这小幅的下降与早前对今年上半年光伏市场持续不断的悲观情绪和评论形成了鲜明对比。
然而,deHaan表示,小幅的下降发生在2010年行业成倍增长之后,制造商“产品售罄”的情况在一年大部分时间里影响着供应链。
这更加剧了产能的大幅扩张,这对2011年满足预期需求来说是必不可少的。然而,由于德国大幅削减上网电价补贴以及组件和系统价格并没有下降到可以保持消费者的内部回报率(IRRs)水平,德国的市场需求放缓,意味着市场几乎停滞。
更糟糕的是,由于等待新的上网电价系统出台,第二大市场意大利完全停滞。DeHaan指出,目前这两个国家的局势已经稳定。
具有讽刺意味的是,5月和6月组件价格的暴跌据说在一定程度上是为了刺激了需求的增长。然而,实际上价格如此戏剧化的下跌意味着许多投资者决定停止采购,在把更多的资金投入市场之前,等待进一步的削减。
该市场研究机构表示,德国目前的组件价格是0.85欧元/瓦,住宅系统为2.2欧元/瓦,IHSiSuppli
认为目前的投资条件比任何时候都要好,特别是对于小型屋顶安装系统来说。
更重要的是,IHSiSuppli并不预计需求会有进一步的拖延。
下半年安装量竞赛
由于要赶在年底前完成项目安装,德国和意大利的安装竞赛已经开始。许多安装商都表示今年余下的时间已经被全部预定。
因此,IHS预测德国今年的安装量将达到6.9GW,但是并不能打破2010年7.4GW的记录,安装量预计将下降7%。
然而,尽管上半年出了不少问题,但是意大利市场预计还是会有所增长。市场研究机构预计意大利市场今年的安装量将从2010年的3.6GW增长到5.0GW。
IHS表示,2011年下半年的市场条件看似是乐观的,并且价格不会再发生大幅下跌的情况。
警告
然而,价格的迅速下跌已经在下半年对供应商造成了很大影响。虽然今年的安装量预计将增长21%,但组件产业的收入,在2010年为346亿美元,今年并不会有明显变化。
下一轮的价格下跌预计将发生在2012年第一季度,由于安装量居高不下以及光伏环境明年将进一步恶化等预测不断,至少预期中
的德国上网电价补贴削减将达到最大额度。
这家研究机构表示,资本密集型的扩张将遭遇与不断减速的终端市场以及不断下降的收入。在2011年,行业观察家们将着重分析2012年光伏产业竞争格局的变化。(来源:solarbe)
3、2011年美国光伏装机量预计大增166%
据IHSiSuppli公司的光伏市场研究报告,2011年美国光伏(PV)安装容量将大增166%,总体安装容量将达到2.4GW,加州将一马当先。
今年的光伏安装数量预计将从2010年的39000个增长到49000个左右。在今年预计安装的2.4GW光伏装置中,地面安装将约占1.4GW,商业安装占710MW,住宅安装占270MW。
由于今年要建设许多电厂级的项目,2011年美国光伏安装增长率将是2010年的两倍多。去年增长率是80%,当年的安装容量仅略高于900MW。明年新安装的光伏容量预计为3.1GW,2015年约为5.5GW。虽然预计明年欧洲安装容量下降,但由于美国能源部提供贷款担保,帮助刺激太阳能光伏市场并帮助大型项目降低资本成本,美国光伏市场将迎来强劲增长。
在美国各州中,今年加州在发展太阳能方面将遥遥领先,安装容量将为1GW。新泽西州预计排在第二位,安装容量将超过260MW,其后是亚利桑那240MW、新墨西哥140MW、内华达120MW。排在前10位的其它州将依次是宾夕法尼亚州、佛罗里达、纽约、北卡罗来纳和科罗拉多。随着今年大型项目上马,内华达将首次跻身前10,跃升至第五位。同时,新泽西尽管排名第二,但由于来自其州长的政治支持减弱,可能遇到阻力。
从整体可再生能源角度来看,美国许多州在2020年以前都具备很大的增长潜力。美国的可再生能源比例标准(RenewablePortfolioStandard)要求提高可再生能源所占比例。
IHSiSuppli公司的研究显示,密西根、堪萨斯和华盛顿都设定了目标,计划在2015-2020年把光伏或可再生能源发电量所占比例提高到10-20%,尽管截止到2010年没有取得什么进展。新墨西哥正在积极推进,大型项目将帮助该州在2020年以前实现光伏及可再生能源发电比例达到10%的目标。(来源:北极星太阳能光伏网)
未来四年纽约的可再生能源发展速度将名列前茅,预计2010-2015年复合年度增长率将为29%。但科罗拉多的扩张潜力最大:2010年该州可再生能源发电量仅占5%,但预计2020年将上升到27%,增长约22%。
美国还有一些州也制订了可再生能源目标,时间将持续到2030年,表明该市场一时还不会达到顶点。
4、国产替代 光伏设备商有望受益
“公司看好明年以及后年的市场。”精功科技(002006)相关人士认为,发改委日前出台光伏上网标杆电价,利好整个行业的发展。
不过,由于受上网电价、工程投资、日照条件、运营年限、技术选择、政府政策、并网条件等多因素影响,业内人士认为,光伏产业短期内难以迅速启动。
设备商明年将获益
精功科技相关人士表示,目前国内光伏产业尚处培育期,政策出台之后有待进一步消化吸收,预计明、后年精功科技将受益国内光伏市场的启动。明年公司预期业绩增长50%左右,体现出公司对国内光伏市场的信心。
上述人士介绍,精功科技在国内硅片设备行业有超过30%的占有率,其设备具有自主知识产权,单台设备的价格比国际同类产品便宜1/3。同时,公司已经在韩国市场获得订单,未来还有望打开印度和马来西亚等海外市场。
方正证券也指出,国内市场启动,将对光伏各环节包括设备国产化替代形成更良好的生存环境,一旦突破临界点,在设备及关键工艺材料领域进行国产化积极尝试的创新型企业,将有望迅速取代国际巨头。
并网标准未雨绸缪
由国家电网公司智能电网部牵头编制的《光伏电站接入电网技术规定》和《光伏电站接入电网测试规程》两项企业标准已于5月发布。国家电网表示,目前国内对光伏电站并网标准规范需求紧迫,该标准的制定和快速出台将为光伏电站的入网测试提供依据和准则,帮助光伏电站投资方、建设商、运营商等更好地开展电站建设运营。
并网问题一直都是制约可再生能源产业发展的瓶颈,此次政策并没有对并网问题给出一些相关的规定。
“新政策将导致光伏投资涌向西部地区,给并网造成压力。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强认为,西部地区太阳能资源丰富,投资收益率较高,不过,该地区能源需求较少,大量的光伏发电需要通过远距离运输。目前光伏发电入网标准尚未统一,如果问题不解决,将导致只有装机却发不出电的局面。
国家电网能源战略与规划研究所所长白建华指出,目前光伏的市场尚在培育期,未来光伏一旦大规模发展,如何处理光伏的储能、入网、消纳、运输、成本等问题,主管部门需吸取风电并网经验教训以及参考国外经验提前规划,通过测算各利益方的投入成本给予相关政策补贴。(来源:中国证券报·中证网)
5、光伏政策发力 生物质能发电市场成长可期
发改委发布发布光伏电站标杆上网电价,此价格比2010年特许权招标项目的中标电价高出不少,市场受此激励,光伏板块应声上涨。但文件对补贴年限、标杆上网电价的调整办法并未做出明确的规定,补贴的长期性力度还不明确;且东西部实施统一的上网电价,东部日照条件差的地区在此电价水平下还不适宜大规模发展光伏电站。且国内光伏装机增量占全球比重较小,我们认为即便国内光伏装机出现爆发式增长,对产业链上游中游拉动有限。
总的来说,我们认为该政策对下游电站工程系统集成商和电站运营商的业绩形成实质性利好。
据悉,《国家战略性新兴产业发展“十二五”规划》征求意见稿中生物质能发电装机容量未来5年的目标是1300万千瓦,较2010年增长160%。(来源:国际新能源网)
6、中国市场预期兑现将维持较高但合理增速
据我们的不完全统计,目前全国大型光伏电站项目的规划已经接近10GW(总量预计达到20GW),这批项目中一期建成并网的量已经超过314MW,其中除了少数特许权招标项目及发改委特批项目有国家承诺的上网电价补贴外,其他多是地方政府的协议电价,盈利风险较高,无法申请贷款。
光伏上网标杆电价的出台,稳固了项目盈利能力,并会进一步促进后续项目的推进速度以及新规划项目的增长。西北各省地方政府在国家支持下,也将因光伏发电项目带来税收与就业,具备长期的发展动力。但我们认为超过10GW的各地规划很难一蹴而就,市场预期成功兑现后,将会维持相对较高但合理的增速。
市场增速受光伏中期规划与财政补贴基础的制衡
从目前可再生能源规划草案及财政补贴专项基金的角度看,中国光伏市场将维持一个相对合理的市场增速,超预期的空间不大。假设十二五规划的光伏累积装机目标为如期的20GW,则年均市场增量为3-4GW。光伏上网电价的推出是多出了一种经济效率补贴的手段。
同时,目前可再生能源电价附加为每度4厘钱,由2009年11月之前的1厘钱上调而来,可用资金150亿元左左右。以当前风电40-50GW的累积装机量,年所需补贴约100-150亿元,按照每年2000千瓦新增装机量,则风电所需补贴以100亿元速度递增;光伏金太阳与光电建筑政策当期300MW左右的规模,所需补贴近30亿,假设未来保证500GW的年增量,5-8元/W的补贴标准,年所需补贴25-40亿元。仅此两项补贴就已经接近甚至超出了可再生能源附加的可用资金。
此次光伏标杆上网电价的推出,每1GW光伏装机按照0.7元/度补贴计算,需年增11亿元/GW左右补贴。假设今年维持1GW左右的规模,从国家财政的角度看是可行的。今年6月份传出,可再生能源电价附加有望进一步上调至6-8厘钱,则整个附加补贴将扩大到原来的150%-200%。在此基础上,光伏上网电价预计5年内可支撑2-4GW的年增量。
以此为依据判断,十二五期间中国光伏整体的发展速度将达到年均3GW左右。年均市场增量符合我们此前的预期。
补贴标准合理,不存在暴利的驱动
假设光伏上网电价执行15年,后5年执行地方的脱硫燃煤机组标杆电价。经我们测算,今年1.15元/kWh,及后续1元/kWh的电价支持下,西北各省光照普遍在1600峰值小时数以上,项目内部收益率将一个合理的区间,除西藏等少数光照丰富地区,很难实现暴利。而东、南地区由于光照资源相对较低,在此次的上网电价下的收益率较低,不适宜投资。
后续1元/kWh将极大程度上影响到下半年的项目规划量及2012年的项目开工量。经我们测算,要维持7%以上的收益率,该电价仅能支撑光照在2000小时以上的区域,对应系统价格在12-14元/W的低位,组件价格也将继续承压。
因此,从利益驱动的角度看,除西藏之外的大部分省份,2012年上网电价仅保证基本的投资回报。对电力公司来讲是有吸引力的,但对民间投资的拉动力非常有限。(以下模型假设:光伏上网电价1元/度(含税);运营时间15年;系统效率80%,年均衰减1%;贷款比例70%,利率6.8%。)
政策仍然保守,发展存在瓶颈
1)补贴政策仍存疑点
此次光伏上网电价政策未明确规定发电项目所能享受补贴电价的年限,造成收益率无法计算,银行难以为项目贷款;且只说是会适时调整未来的上网电价,但没说时间和力度。以特许权招标的案例参考,上网电价保证的25000小时发电时间,2000光照资源、在80%系统效率下,对应15年左右的时间,余下的运营时间按地方脱硫燃煤机组的标杆电价上网。因此我们认为政策虽然利好,但政策制定者的态度是偏于保守的。
2)发展的瓶颈
光伏虽然提供峰值电力,在调度方面比风电更有优势,但同样受到电网建设瓶颈与并网稳定性的限制。同时在国家可再生能源配额制未确定的情况下,电力公司的投资热情也很难预估。
国内/全球的光伏市场增长趋势进一步明朗化
我们维持此前对于国内市场的观点,今年国内光伏市场安装将实现100%以上的大幅增长,并且驱动力的主体来自地方大型地面电站项目。但上调2012年中国市场的增量,预计达到2.9GW。
格尔木地区是此次光伏电站项目的主力军,截止2011年5月28日,格尔木已获批的光伏企业达19家,共计495MW。其他州尚未有正式官方文件披露,我们预计已获批项目总计为900MW-1000MW之间,保守预计今年西部大型电站项目并网装机量为600MW,比上年增长172%。
对全球装机的预测基本维持此前的判断,小幅上调2012年的市场增速。同时不排除2012年中国市场进一步超预期,达到3GW以上规模的可能性。(来自: 华泰联合证券)
三、政策分析
1、光伏电站泛滥: 意大利调整光伏政策
减少补贴是实现太阳能的大面积利用,替代传统化石能源的必然条件。然而,意大利最新的光伏补贴政策表明,单纯的平价上网还不足以让太阳能广泛应用。
除了考虑成本问题,意大利人更加关心如何让光伏系统在一定程度上与自身的环境和日常生活更加的兼容,以拓宽能源获取渠道。短期来看,意大利人愿意支付较高的价格来安装光伏系统,像是屋顶系统、建筑一体化、聚光光伏项目等。
先前的刺激法案让意大利光伏系统的安装量达到了前所未有的水平,远超过预期。现在,意大利光伏系统的安装总量超过7.2GW,仅次于德国。同时,该国拥有一些世界上规模最大的光伏项目。
然而,光伏系统的成本问题为该国敲响了警钟,也导致第三能源法案在实施五个月后被迫终止,比原计划三年的实施期间缩短了许多。可以说,土地问题是导致导致意大利政府、企业和市民重新审视光伏项目的主因。
政策转变
为了弥补此前意大利法规中的不足,意大利政府于今年5月批准了第四能源法案。在广泛降低全国光伏补贴的同时,该法案明确提出不支持地面大型系统的安装,对大型系统的补贴将根据电站面积的大小每月缩减20%~30%,直到2011年年底。
法案除了对大型系统的土地面积有所限制外,对大型电站的定义也有所改变,即地面电站超过200kW的,屋顶系统超过1MW的算作大型电站。到2012年年末,这些电站的安装上限为2690MW,补贴总额为8.24亿美元。
意大利同样在光伏系统占用农田方面设置了限制。要想获得补贴资格,光伏系统大小不能超过1MW,所占农田的面积不能超过10%且要与附近的农作物至少保持2公里的距离。该规定的目的是保护当地农用耕地不被损坏,毕竟大型光伏系统过于刺眼,也不利于美观。
相反,聚光光伏和建筑一体化光伏项目几乎不受上述规定的限制,新的法案明确鼓励使用在安装和设计方面新颖、美观的光伏系统,同时法案也对与当地土地法规相协调的小型光伏装置的安装给予了大力支持。
意大利式的光伏平价上网
随着第四能源法案的颁布,意大利表明了其继续推动可再生能源和清洁能源的决心。意大利重申其承诺,到2016年该国光伏系统安装总量将达到23GW且反对核能的发展。此外,虽然预算紧缩,但意政府承诺的补贴政策将会落实到底。
意大利调整补贴税率不仅在与让光伏发电尽快实现平价上网(估计意大利在2015年或2016年可实现平价上网,届时补贴将被取消),更是为了指导本国光伏业健康有序的发展。该国更加鼓励光伏发电的就地消化,而非鼓励所发电量并入当地电网。
意大利新的能源替代法案还反映出一个事实,即该国土地贫乏,缺乏像美国和澳大利亚那样拥有可适应与光伏安装的大片荒地。
尽管过去世界上大型安装项目的建设此起彼伏,但建筑一体化的光伏项目需要更加符合当地的需求和能源现状。这就需要光伏供应商们在有限的空间内最大限度的提高系统的效率和能量输入,并根据当地的建筑特点灵活的安装光伏项目。
意大利仍然是光伏业大有可为的一个市场。现阶段,为抢占这个市场,光伏供应商们不得不调整自身的产品,让产品更加的成熟并符合当地的安装要求。(来源:全球光伏网)
2、光伏电价补贴涉及多部委资金恐难落实
国家发改委日前发布了关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知。在通知中,国家发改委明确指出了太阳能光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分,即电价补贴,仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7号)有关规定,通过全国征收的可再生能源电价附加解决。
业界对光伏上网标杆电价的呼唤由来已久,此次国家发改委的通知堪比久旱甘霖。但是,记者在采访中了解到,该政策能否如期兑现还是个问号。对于此通知,财政部、电监会相关部门均表示“太突然”。财政部的相关人士更是对记者表示担心,这个政策很可能兑现不了,原因是可再生能源附加存在缺口“肯定不够用”。
“按照现行规定,光伏电价资金是独立管理的,只能从可再生能源附加出。但是可再生能源附加之前就不够用,有缺口。国家发改委这个政策出了之后,缺口会越来越大,这就是个矛盾。”财政部人士表示。当记者问及,有消息说可再生能源附加会提高时,该人士回答:“调高附加之前确实考虑过,但是不是那么容易的,现在也没有时间表。至于可再生能源基金,牵涉到多个部门,部门之间并没有达成一致。总之,这个问题不好解决。”最后,该人士透露:“国家发改委出这个政策,没有和财政部沟通,我们也没有想到。现在看来,这个政策很可能兑现不了。”(来源:北极星太阳能光伏网)
3、光伏并网电价或“架空”金太阳与特许权
国家发改委能源研究所研究员王斯成在接受记者采访时表示,该政策出台过于仓促,对产业发展的推动作用有限,并历数其可能带来的影响。
首先,由于各地光照条件不同,1.15元/度只适合西部少数日照条件好的地区(水平面年辐射量超过1500千瓦时/平方米),而且主要获利的是这些地区的大型电站,对全国其他地区并没有足够的吸引力。“但是大型电站并不是我国光伏发展的重点,因为需要解决远距离输电问题。我国光伏的主流应该是分布式能源,就地发电、就地消纳是最有效的。”王斯成说。
其次,国家发改委的通知第二条:通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目,其上网电价按中标价格执行,中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。王斯成表示,这意味着特许权招标走到了尽头。“因为没有任何一个人傻到放着高的标杆电价不执行,而去竞争一个低于标杆的上网电价。而且,该规定对特许权招标中标的企业有失公平。这些中标企业为了支持国家特许权招标,为了推动光伏市场的发展,尽可能地压低了利润,使国家摸清了光伏发电的成本,这次标杆电价出台反而没有照顾到这些企业的利益,客观造成了‘谁充当急先锋,谁就牺牲自己’的冷酷现实。”
第三,通知第三条规定:对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目,其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。对此,王斯成解释道,所谓享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目只有两个,即金太阳示范工程和光电建筑项目。(来源:北极星太阳能光伏网)
4、专家争议光伏标杆上网电价政策
国内一位光伏专家昨日就刚刚出台的光伏标杆上网电价政策提出了异议。他认为,尽管国家给予的1元/千瓦时、1.15元/千瓦时价格,会有利于西部部分地区的光伏电站建设,但仍然会对此前光伏特许权项目的低价中标者不公平。
不过发改委能源研究所所长李俊峰则表示,此前低价中标者既已中标,就不能享受到新价格,因为企业是自愿投低价的。
对低价中标者不公平?
8月1日,发改委发出了有关光伏发电标杆上网电价的相关政策。我国今年的光伏电站项目将按照实际情况分别给予1元/千瓦时和1.15元/千瓦时的标杆上网电价。这也是我国第一次出台全国性的标杆电价。
但新政规定,“通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目,其上网电价按中标价格执行,中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。”有专家表示,这对于一些特许权的低价中标者可能会有些不公平。
我国光伏电站特许权招标一共有两轮:2009年3月开标了敦煌10兆瓦项目,投标价为0.69元/千瓦时到1.92元/千瓦时。最后,国家将10兆瓦项目扩展到2个(即总计20兆瓦),分别由中广核和国投华靖两家企业中标,上网电价为1.0928元/千瓦时。
去年6月完成的第二轮特许权招标竞争则更加惨烈,一共13个项目、280兆瓦,中标价在0.7288元/千瓦时到0.99元/千瓦时。对照发改委8月1日的新政策,第二轮特许权中标企业都无法享受到(1元或者1.15元的)较高标杆电价。
李俊峰称,实际上,在2009年的那次投标前,已有政府、相关专家提醒企业,不要投得太低了。但还是有人投了0.69元/千瓦时的“超低价”。
《第一财经日报》记者也了解到,大部分在特许权项目中标的是大型发电企业,它们之所以愿意投低价,主要因为一个可能会出台的“可再生能源配额管理办法”(下称“配额办法”)所致:政府可能会强制要求火力发电企业拥有一定比例的可再生能源发电装机容量。因此,即便企业在光伏电站项目上不赚钱甚至亏钱,但在火力发电上能挽回,也符合了配额制度。
新电价政策只是试水
对于发改委的这项新政策,前述专家也认为,只是政府的一种试探性做法,明年仍然可能会有细化政策。李俊峰对此表示赞同,固定电价需要进一步细化,因为从国外经验看,一般会对屋顶、大型地面以及农业电站的上网电价等做细分,而这次新政策里没有细分过。
其次,中国也需要出台与装机规模相对应的光伏政策。比如在德国或意大利,如果当年装机规模达到了2G瓦或更高安装量时,政府就会削减电价补贴或采取其他措施来限制安装,以避免装机过度。
再者,一些用户自发自用的光伏电站,如何与电网协调也应该明确。“一些工商业用户希望甩开电网,自己发电自己用,当然节省了成本,但是电网也少卖了电,似乎也不利于电网的发展。”李俊峰说。
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