太阳能光伏上网电价背后的隐忧

作者: | 发布日期: 2012 年 02 月 17 日 10:54 | 分类: 产业资讯

2011年上半年太阳能光伏产业停滞不前,但有迹象显示,下半年需求将会大幅增长。然而,如果欧洲的债务危机无法被控制,或者美国经济重新陷入衰退,光伏产业的好日子将一去不复返。

2009年和2010年,发改委两次特许权招标,装机容量分别为10兆瓦和280兆瓦。地方核准项目大小不一,最小的只有5兆瓦,最大的达200兆瓦,主要集中在青海、甘肃、宁夏等日照丰富地区和江苏、浙江、山东等地方财政较充裕的东部地区。业内人士估计,截至2010年底,中国光伏发电站装机容量约在600兆瓦左右,今年有望突破1吉瓦。

8月初,中国国家发展改革委员会(NDRC)刚刚发布了太阳能的上网电价政策,而且没有设立上限限制,但是项目必须得到国家发改委的批准。

新的政策规定,在2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为每千瓦时1.15元。2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目,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。该政策将不适用于其他接受政府补贴的光伏项目,如金太阳工程等。

目前该政策仍处于初期阶段,还有很多细节需要明确。但不管怎么说,中国有了自己的上网电价机制,并且在2015年目标10GW,在2020年目标40-50GW,这将对产业有非常积极的推动作用。但如果中国的太阳能产业步了风能产业的后尘,前景将不容乐观。

2006年出台《可再生能源法》时即讨论过标杆电价问题,“当时想出一揽子标杆电价,包括风电、太阳能、生物质能等”,并形成了讨论稿,但终因争议过大被搁置。目前,光伏电站装机容量已达到一定数值,制定固定电价的条件比较成熟。

在众多业内人士看来,标杆电价政策中尚待厘清的疑点还有很多,包括电价一刀切、补贴年限不明、电价下调幅度不定、补贴资金缺口较大等。

中国的太阳能资源分布共划分为四个区域,丰富区包括甘肃、青海、西藏、宁夏,年日照时间超过3000小时;较丰富区涵盖内蒙古、东北、河北、山西、陕西等,年日照时间介于2000小时至3000小时之间;沿海地区则是一般区,年日照时间约为1000小时至2000小时;不丰富区的年日照时间则少于1000小时,如重庆、贵阳等。

业内人士分析:以电站运行25年计,1.15元/千瓦时的电价在日照丰富的青海、宁夏等地可收回3倍以上投资,而在年日照时间不足2000小时的北京,只能收回1倍投资。

西北等日照丰富地区的用户电价较低,而阳光不充足的内陆地区用户电价更高。“除了西北地区可在七八年收回成本外,其他省份都没有太大优势。”业内专家建议,不妨像风电一样,将光伏上网电价划分为四个区域分别定价,参照物是这些地区的平均峰值用户电价。

“1.15元/千瓦时的电价是可以赚钱的。

但如果现在装机明年享受1元电价,就只能在盈亏平衡之间,不能赚钱。”光伏业内人士认为,政策一般都是规定行业之后的发展,而这次却是解决遗留问题。

“一切的补贴都是建立在并网基础上,如果上不了网,就都是白搭。”光伏电站投资商称。知情人士透露,近两年光伏项目多数由当地电网接纳,并入全国电网的电站屈指可数。

这次明确了上网电价,却并没有相配套的光伏上网政策。目前,光伏电站并网是阻碍国内光伏市场发展的最大问题。光伏发电的波动性使其在接入电网时,可能会产生谐波、逆流、网压过高等问题,对现有电网造成一定冲击,因此受到电网公司的消极处置。

不论如何,这两年光伏的发展历经坎坷,这回总算见到曙光。先不要苛求政策,慢慢等着它完善吧,能出台政策对光伏产业人士来说都是一大好事。

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