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2012-18期:迎接光伏平价消费新时代

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2012-18期:迎接光伏平价消费新时代

太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 27 一 欧洲已经进入光伏平价消费新时代 近几年来, 随着技术进步和产业发展, 光伏 发电成本有了明显下降, 晶体硅光伏组件的售价 从 2007 年 36 元 /W p 下降到现在 5 元 /W p 左右, 下 降幅度达到 85 ; 系统价格从 6 年前的 60 元 /W , 下降到 2012 年的 10 元 /W , 下降幅度达到 83 。 迎接光伏平价消费新时代 开拓自给式光伏发电大市场 随着光伏发电价格的下降, 欧洲已进入光伏平价消费, 而中国也将在今后 2 ~ 3 年内进入光伏平 价消费时代。 光伏进入平价消费后, 不再需要政府的资金补贴, 但是却仍然需要出台合理的政 策, 使这一新兴电力市场得以健康发展。 温总理提出支持自给式太阳能产品进入公共设施和家 庭, 分布式光伏发电将会有很大的潜在市场。 文章分析了我国目前发展光伏市场 包括大型光伏 电站和自给式分布式发电 的问题和障碍。 光伏发电 ; 平价上网 ; 自给式太阳能 ; 分布式发电 摘 要 关键词 国家发改委能源研究所 ■ 王斯成 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012 累计装机 GW p 0.10 0.14 0.30 0.80 3.30 8.30 组件价格 元 /W p 36.0 30.0 19.0 13.0 9.0 5.0 系统价格 元 /W p 60.0 50.0 35.0 25.0 17.5 10.0 组件寿命 年 20 25 25 30 30 30 PV 电价 元 /kWh 3.20 3.00 2.50 2.00 1.15 1.00 表 1 2012 年中国西部合理光伏电价约为 1.0 元 /kWh 年 满发 1500 小时 , 中国东部的合理电价大约为 1.3 元 /kWh 年满发 1100 小时 。 中国东部平均白天 工商业用电价格在 0.925 元, 如果光伏成本再下降 30 , 即可以达到平价消费的水平。 在欧洲, 电网 对居民的零售电价约在 0.2 ~ 0.25 欧元 /kWh , 而光 伏发电的合理电价大约在 0.10 ~ 0.15 欧元 /kWh , 使用光伏发电比电网的电要便宜, 达到了平价消 费的水平。 二 光伏平价消费的政策比较 达到了平价消费意味着不再需要政府的补 贴, 但是却仍然需要合理的政策。 目前在欧洲, 对于居民用户安装光伏发电系统存在着三种政 策 上网电价政策、 净电量结算政策和自消费政 策。 当光伏电价高于电网电价的情况时, 欧洲普 遍采用上网电价政策 ; 而当光伏电价低于电网电 价时, 则可以选择后两种政策, 各国的情况各有 不同。 上网电价政策 如图 1 所示, 收支两条线, 光 伏电量以光伏上网电价全部销售给电网, 所有用 电量以电网的零售电价支付给电网。 光伏系统的 并网点在用户电表的电网侧。 净电量结算政策 如图 2 所示, 设计原则是全 年的耗电量要大于光伏发电量。 光伏并网点设在 用户电表的负载侧, 自消费的光伏电量不做计量, 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 28 以省电方式直接享受电网的零售电价 ; 光伏反送 电量推着电表倒转, 或双向计量, 净电量结算, 即 用电量和反送到电网的电量按照差值结算, 结算 周期为一年。 优点是所有的光伏电量均享受电网的 零售电价, 而不需要增加储能装置, 并且一年中只 要用电量大于光伏发电量, 就没有向电网卖电的 交易成本。 图 1 “上网电价” 模式接线图 自消费政策 如图 3 所示, 光伏并网点设在用 户电表的负载侧, 需要增加一块光伏反送电量的 计量电表。 自消费的光伏电量不做计量, 以省电方 式直接享受电网的零售电价 ; 反送电量单独计量, 并以公布的光伏上网电价进行结算 目前已经低于 电网电价 。 在这种情况下, 光伏用户应尽可能全 部将光伏电量用掉, 否则反送到电网电量的价值 要小于自用光伏电量的价值。 图 2 “净电量结算” 模式接线图 图 3 “自消费” 模式接线图 净电量结算 自消费 上网电价 德国 不采用 < 500kW ≥ 500kW 意大利 户用并网系统 讨论中 商业和地面电站 比利时 < 10kW 不采用 ≥ 10kW 丹麦 < 6kW 不采用 ≥ 6kW 西班牙 < 100kW > 100kW 地面电站 荷兰 < 50kW 不采用 ≥ 50kW 英国 不采用 < 5MW ≥ 5MW 表 2 三 储能装置将在自给式光伏发电中起重要作用 温总理今年 5 月在国务院办公会上提出 “支持 自给式太阳能产品进入公共设施和家庭”, 分布式 光伏发电将会有很大的潜在市场。 在中国现行条件 下, “自给式” 光伏发电很可能按照欧洲 “自消费” 模式进行, 该模式要求光伏电量尽可能自用, 否则 反送电量的价值将会大大降低 在中国, 按照 “金 太阳” 工程文件, 反送电量只能享受脱硫燃煤电 价 。 对于居民建筑, 负荷日分布和光伏发电的日 分布曲线很难很好地匹配。 在没有储能的情况下, 自消费的电量大约占 到光伏电量的 2/3 , 可以享受 25 欧分 /kWh 的电网 零售电价 ; 然而 1/3 的光伏电量无法在白天消纳, 发送到电网只能按照 13.5 ~ 19.5 欧分 /kWh 的电价 卖给电网。 如果增加储能装置, 将白天用不掉的光 双向计量 光伏组件 逆变器 公用电网 光伏发电计 PV 电量送到 电网 多余的 加载客户计量 直接消费 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 29 伏电量储存起来晚上用, 就可以使全部光伏电量 都享受到电网的零售电价。 虽然中国目前还没有达到光伏平价消费的阶 段, 但在今后 2 ~ 3 年内就有可能在工商业用户建 筑上实现光伏的平价消费, 因此研究制订中国光 伏平价消费政策是很有必要的。 四 中国光伏激励政策和存在的问题 1 中国光伏发电市场的激励政策 中国的光伏市场激励政策不可以说不全, 也 不可以说力度不够大, 列出如下 1 我国于 2005 年发布 可再生能源法, 2006 年开始实施, 又于 2009 年进行了修订。 可 再生能源法 的要点 要求电网公司保障性全额 收购可再生能源电量, 建立可再生能源电力附加 和可再生能源专项基金, 用于支持可再生能源的 发电项目。 2 可再生能源电力附加基金从全国电力用户 的电费中征收, 征收标准为 8 厘 /kWh , 每年全国可 以征收约 200 亿元 ; 可再生能源专项基金由财政部 掌握, 2009 年开始用于国家金太阳示范工程和光电 建筑项目, 每年投入的资金量为 50 ~ 100 亿元。 总 计每年大约有 300 亿元的资金投入到对可再生能源 发电项目的支持。 就电力附加来说, 我国的征收水 平远远低于德国, 大约只有德国的 1/40 。 德国的征 收水平为 3.5 欧分 /kWh , 其中 2 欧分用于光伏发电。 3 2011 年国家发改委公布了光伏发电上网电 价, 2011 年为 1.15 元 /kWh , 2012 年为 1.0 元 /kWh , 使我国大型光伏电站的建设得到了快速发展。 仅这 两年, 大型光伏电站的装机就将达到 5GW 左右。 4 自 1990 年始, 中国不断推出政府主导的可 再生能源发电项目, 对于可再生能源和光伏发电 的市场开发起到了重要作用, 如 乘风计划、 光明 工程、 西藏阳光计划、 无电县建设、 送电到乡工 程、 无电地区电力建设、 光伏电站特许权招标、 光 电建筑项目、 金太阳示范工程等。 2 中国光伏发电市场推广中存在的问题 尽管我国已经有很明确的光伏激励政策和充 足的资金支持, 但是却仍然存在如下问题 对于大型光伏电站 1 并网难。 首先是电网建设不配套, 光伏电 站外的输电线路, 甚至变电站都要由光伏电站开 发商投资建设 等电网公司建设变电站及相应配套 线路不可能也等不起 , 增加了光伏电站的建设投 资 ; 其次是电站建成后需要经过当地电网公司的 批准才能并网, 批复过程相当漫长, 即使是并上 网, 由于电网的送出能力问题, 又常常被强制限 发。 并网难的问题严重影响了开发商的利益。 2 土地使用税。 按照特许权招标时确定的原 则, 10MW 电站 25 年的土地租用金为 300 万元 ; 而 各地执行的光伏电站土地使用税却没有统一标准, 经调查每年每平方米的土地使用税征收金额 2 ~ 6 元不等。 一座 10MW 的光伏电站约占地 25 万 m 2 , 即使每 年只收 1 元 /m 2 , 25 年下来也比特许权的收 取标准高。 3 电站运营期尚未明确。 2011 年国家公布了 光伏上网电价后建设的光伏电站 PPA 的执行期至 今没有明确, 这使得项目开发商在融资方面遇到 很大困难。 4 电价补贴资金拖期严重。 目前可再生能源的 电量补贴资金只发放到 2010 年 9 月, 之后的补贴资 金至今未到位, 使得项目开发商的利益受到损害。 5 电站建设规划不同步。 还没有做到规划先 行, 大型光伏电站的规划需要与电网建设协调制 定, 而且必须落实到具体区域, 没有科学严谨的建 设规划带来了目前并网难和资金问题。 对于配电侧并网的分布式发电 无论是金太阳示范工程还是光电建筑项目, 都属于配电网并网的分布式光伏发电, 这两个国 家项目都是属于初投资补贴, 用户侧并网, 抵消电 网电量的商业模式。 目前存在的主要问题如下 1 用户侧并网难。 按照项目原则, 所有金太 阳示范项目都应当允许光伏系统在用户侧并网, 以抵消电网电量的方式运行。 但是在实际实施中, 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 30 地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电 网。 这样一来, 开发商需要增加升压站的投资, 而且 只能享受到脱硫燃煤电价, 而不是零售电价, 使得项 目的经济效益受到损害。 到目前为止, 国家电网公司 并没有给出用户侧并网的技术原则, 致使地方电力 公司在核准用户侧并网的光伏项目时无章可依。 2 合同能源管理难推行。 按照金太阳示范工 程的规定, 对于项目开发商和建筑业主非同一主 体的项目, 可以按照合同能源管理的方式实施, 即 安装光伏系统后, 建筑业主将节省的电费支付给 光伏开发商。 电网公司认为是 “变相卖电”, 属于 违反电力法, 很多地方不予支持。 另一方面, 在开 发商和建筑业主之间也常常因为利益分配的问题 产生矛盾。 因此需要针对此类项目出台规范的合 同能源管理办法和交易标准, 否则开发商将面临 很大的潜在风险。 3 各项收费标准不明确。 为了解决 “用户侧 并网难” 和 “合同能源管理运营模式” 的问题, 国 家能源局于 2011 年底出台了 337 号文, 要求电网 公司配合解决上述问题。 国家电网公司为了支持 337 号文件, 也发布了 2011 年 100 号文件, 要求对 于项目业主和用电户为同一法人的, 按照自备电 厂管理, 即同意光伏项目在用户侧并网, 对于项目 业主和用电户非同一法人的, 可按照合同能源模 式管理。 同时文件要求项目要委托有资质的电力设 计单位编制接入电网方案 ; 项目建成后要进行入 网检测 ; 所有项目缴纳系统配用金 ; 项目建立实时 运行监控系统, 并将系统信息传送到监控中心和 电网调度机构。 这些要求固然合理, 但是在文件出 台的同时并没有明确各项工作的收费标准, 如果 收费过高, 开发商也是不能承受的。 其他问题 除了上述问题, 还存在技术标准和管理办法 严重滞后, 企业之间拖欠款严重, 补贴资金不能及 时到位以及中小型企业融资困难等问题。 总之, 上 述问题不解决将会直接影响光伏发电市场的健康、 稳定发展。 五 建议措施 对于大型光伏电站 1 在调研的基础上 电网建设情况、 太阳能资 源条件、 土地条件、 当地负荷条件等 , 与电网合 作, 规划先行, 完成切实可行的光伏电站在全国范 围内的总体布局和实施进度。 2 与电网建设协调发展, 做到规划严格执 行、 电站建设有序、 明确运营年限、 各项收费合 理、 保证电站并网、 电量全额收购。 对于分布式光伏电站 1 技术标准和管理办法先行 电网公司牵头, 管理部门和光伏业界协助 , 做到科学、 透明、 可 操作。 2 明确分布式光伏发电建设中涉及到的各项 收费标准, 做到开发商、 电网企业和用电单位多 赢, 真正实现 “用户侧并网, 自发自用, 余电上网, 电网调剂余缺”。 3 尽快制定针对分布式光伏发电的合同能源 管理办法, 允许光伏开发商在非自有建筑上建设 分布式光伏电站, 并以 “合同能源管理” 方式与建 筑业主实现利益分配。 4 探讨由初投资补贴方式转变为电价补贴方 式, 仍然可以采用抵消电量方式 (欧洲的自消费商 业模式), 国家在销售电价基础上进行补贴。 这样 不但可以使资金使用更为有效, 而且可以使光伏 系统的后期监管不再成为问题。 六 结论 中国有完整的政策体系、 充足的资金和相应 的配套措施支持可再生能源和光伏发电的市场发 展, 但也存在诸多问题, 目前中国光伏发电的市场 发展的障碍不是成本问题、 不是资金问题、 也不是 技术问题, 而是市场发展和政策实施中遇到的具 体操作和各部门之间的协调问题。 这些问题已经 严重影响了光伏市场的发展, 需要协调一致的政 策环境和健康规范的商业环境, 从而进一步推动 中国光伏市场的蓬勃发展。 产业论坛

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