微信客服
微信公眾號
權威人士稱，分類區域標桿電價、補貼分布式光伏電價和可再生能源附加上調一系列事情都是相互關聯的，其出發點就是為了保證光伏業的發展。
國家發改委昨日“出人意料”地祭出一組光伏扶持政
策組合拳。
昨日，國家發改委價格司發布《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），明確分布式光伏發電項目的度電補貼被定為0.42元/千瓦時，地面電站根據所在區域不同，電價分為0.9、0、95和1.0元/千瓦時三檔。
0.42元/千瓦時相比今年3月征求意見稿中的0.35元/千瓦時，提升了20%。區域標桿電價中最低一檔的0.9元/千瓦時相比征求意見中的0.75元/千瓦時也提升12%。
“這一系列電價比想象的要好，加上國家的增值稅政策變化加的幾分錢，盈利前景還不錯。” 航天機電（600151）總經理徐杰昨日接受早報記者采訪時如是評價。
而在出臺三區域標桿電價、分布式補貼細則的同時，國家發改委還將光伏發電補貼的資金來源，即可再生能源附加由之前的8厘錢每度提到了1.5分每度。
中國在可再生能源發展上有著雄心勃勃的計劃。今年7月，國務院出臺《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，提出2013到2015年，年均新增光伏發電裝機容量10GW（1GW=1000MW，1MW=1000KW）左右，到2015年總裝機容量達到35GW。光伏應用快速增長的背后是對補貼資金的巨大需求，這便需要提高可再生能源附加作為支持。
“1.5分每度的可再生能源附加，在2015年之前肯定沒有問題。甚至2017年乃至2018年的補貼支出也都預留進去了。”國家發展和改革委員會能源研究所研究員時璟麗對早報記者稱。
中國可再生能源學會副理事長孟憲淦昨日則解讀稱，現在，定價機制、分類區域標桿電價、分布式光伏電價、可再生能源附加上調，這一系列的事情，都是互相關聯的。其出發點，是保證（光伏業）發展目標能夠實現。
“不過能否實現的關鍵，還要看三個問題，一個是電網要配合，第二是電價附加能夠足額收上來，第三電網能夠及時足額發給光伏發電企業。這就牽扯到了管理體制的問題，怎么能夠理順。”孟憲淦說。
值得一提的是，國家發改委昨日還將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢；對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。
上述價格調整，不涉及到終端電價變化，由發電企業消化。上述電價調整自今年9月25日起執行。
全投資年均收益率
或達8-9%
與以往全國除西藏地區外統一上網電價的政策不同，如今國家發改委根據各地太陽能資源狀況和工程建設條件，將全國分為三類太陽能資源區，制定了相應的標桿上網電價。光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組脫硫、脫硝標桿上網電價的部分，則通過可再生能源發展基金進行補貼。
其中，寧夏、青海、新疆、內蒙古一些光照條件較好的地區作為類資源區享受0.9元/千瓦時電價，北京、天津,以及東北、河北、云南、四川等地區作為類資源區為0.95元/千瓦時電價，其余地區作為類資源區享受1.0元/千瓦時電價。此前不分區電價的執行標準為1元/千瓦時。
這一分區標桿上網電價適用于今年9月1日之后備案（核準），或是9月1日前核準，但在2014年1月1日之后投運的項目。執行期限原則為20年，但隨著光伏發電規模和成本變化將逐步對電價進行調減。
大型地面電站根據各地光照條件的不同，分成四類資源區，施行0.75、0.85、0.95與1元/度四個區間上網電價。
時璟麗稱，變化主要是把電價最低的區域并入了其他區域，比如說把原來青海新疆地區，并到了原來的第二類和第三類。“原來的考慮是，青海的光照資源最好，發電成本低，電價可以稍微低一些。”
對于其中變化的意義，孟憲淦表示，變的是最低的價格，而最高端的價格還是維持在1元沒變，如果把分布式發電也納入進來，就可以看出政策的導向。“首先，把0.75提到0.9元，這部分主要涉及到青海、新疆、甘肅等光照條件特別好的地區，這些地方特別適合地面大規模電站，這塊往上提了，實際上是支持地面大規模電站進一步往西部發展。而分布式補貼，由之前的0.35元每度提升到了0.42元每度，而東部的地面電站價格維持不變，這其中的導向就是在中東部，鼓勵發展的是分布式發電。”
航天機電總經理徐杰分析，在新的標桿電價下，預計光伏電站的全投資年均收益率應該是8-9%，資本金收益率應該是10%左右。
上半年，航天機電拿到光伏項目路條和核準大概有460MW，下半年大致是400MW，在央企中排名靠前，在非電力集團的央企中，排名第一。
在分區域標桿電價之下，未來的光伏電站開發策略該如何定？徐杰稱，“一類區域，每年發電小時在1600小時以上，但同為一類區域，有的可發到1800小時，也的是1900小時，那么能夠發到1900小時地方，就是未來競爭的焦點了。最好的就是青海。但青海也有它的問題，就是限電問題比較嚴重。”
徐杰稱，第二類區域是發電小時數1400-1600之間的。“第二類與第一類相比，只差5分錢，性價比要好一些。這相當于鼓勵往中部轉移，這里的電力消納能力強。而第三類區域大家都不會去碰，因為發電小時數一下子降了20%以上，但是電價只上升了1毛錢，10%多一些，完全不合算。”
可再生能源附加
背后的“缺口”
“上升到1.5分是非常好的，翻了一倍，比之前業內預測的先上漲到1分的要高很多。”徐杰稱，“這樣，今明兩年，每年新增10GW的光伏裝機，應該沒有壓力了。”
對于可再生電價附加接近翻番，時璟麗稱 “依據是要實現‘十二五’的規劃目標，同時適當考慮到2015年之后的情況，可再生能源發展的規模對應需要多少補貼資金。”
中國執行的是可再生能源補貼政策，具體來說，就是對風電、光伏等可再生能源發電確定一個上網標桿電價，這一電價比常規的火電脫硫上網電價要高。結算時，電網公司負責結算當地火電脫硫上網電價部分，剩余部分即為可再生電價補貼，由國家財政組織資金發放。
補貼資金的來源，是從電力消費者那里按度電征收的可再生能源電價附加，從2006年7月至今，每度電收的可再生能源電價附加費已從1厘錢漲到8厘錢，但仍跟不上風電和光伏發電項目增長的步伐，補貼資金缺口不斷拉大。
孟憲淦稱，原來8厘每度的時候，去年發電是5萬億多度電，全額收也只有400多億，實際上由于各種原因，到財政部入庫的只有200多億。2011年，可再生能源附加缺口是107億，2012年缺口是200多個億。因為資金有缺口，就談不上及時發放，于是就欠光伏發電企業的補貼，比如國電龍源，都被拖欠50個億了。如果沒有對電價附加進行提升的話，就無法完成可再生能源的“十二五”發展目標，市場就沒法發展了。
不過與上次可再生能源附加上調還涉及終端消費電價不同，國家發改委稱，此次是“在不提高銷售電價水平的前提下，此次電價調整主要通過對燃煤發電企業上網電價進行結構調整來實現，不會增加居民和企業負擔。”
孟憲淦分析，這次利用現在電煤價格比較低的情況，在保持銷售電價不變情況下，為可再生能源附加的提價提供空間。“2011年的時候是根本不可能做這個事情的，當時電煤價格高漲，要升可再生能源附加，電價必須往上調。現在疏導起來更容易。為何之前本來4、5月份就傳出要出了，但是一直等到8月底才出，是為了協調好方方面面的關系，同時選擇條件良好的時候再出。”
國家發改委昨日發布的答記者問也提到，近年來，中國可再生能源發展迅速，目前籌集的資金難以滿足補貼資金需求的迅速增長。若不進一步提高標準，預計2015年可再生能源電價附加資金缺口將達到330億元左右。這對可再生能源發電企業電費結算和整個產業的健康發展將產生嚴重的不利影響。因此，國家決定將可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.8分錢提高至1.5分錢。
國家發改委政策出臺后，現在就看電網的了。徐杰稱，“我們現在最最看重的就是，電網每個月的補貼能否到位。如果這個做到了，整個產業鏈是一大利好。盈利模型做能做得更準確，整個產業也就起來了。”
孟憲淦稱，“現在剩下三個問題，一個是電網要配合，第二是電價附加能夠足額收上來，第三電網能夠及時足額發給光伏發電企業。這就牽扯到了管理體制的問題，怎么能夠理順。”
國家發改委昨日“出人意料”地祭出一組光伏扶持政
策組合拳。
昨日，國家發改委價格司發布《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》（發改價格[2013]1638號），明確分布式光伏發電項目的度電補貼被定為0.42元/千瓦時，地面電站根據所在區域不同，電價分為0.9、0、95和1.0元/千瓦時三檔。
0.42元/千瓦時相比今年3月征求意見稿中的0.35元/千瓦時，提升了20%。區域標桿電價中最低一檔的0.9元/千瓦時相比征求意見中的0.75元/千瓦時也提升12%。
“這一系列電價比想象的要好，加上國家的增值稅政策變化加的幾分錢，盈利前景還不錯。” 航天機電（600151）總經理徐杰昨日接受早報記者采訪時如是評價。
而在出臺三區域標桿電價、分布式補貼細則的同時，國家發改委還將光伏發電補貼的資金來源，即可再生能源附加由之前的8厘錢每度提到了1.5分每度。
中國在可再生能源發展上有著雄心勃勃的計劃。今年7月，國務院出臺《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》，提出2013到2015年，年均新增光伏發電裝機容量10GW（1GW=1000MW，1MW=1000KW）左右，到2015年總裝機容量達到35GW。光伏應用快速增長的背后是對補貼資金的巨大需求，這便需要提高可再生能源附加作為支持。
“1.5分每度的可再生能源附加，在2015年之前肯定沒有問題。甚至2017年乃至2018年的補貼支出也都預留進去了。”國家發展和改革委員會能源研究所研究員時璟麗對早報記者稱。
中國可再生能源學會副理事長孟憲淦昨日則解讀稱，現在，定價機制、分類區域標桿電價、分布式光伏電價、可再生能源附加上調，這一系列的事情，都是互相關聯的。其出發點，是保證（光伏業）發展目標能夠實現。
“不過能否實現的關鍵，還要看三個問題，一個是電網要配合，第二是電價附加能夠足額收上來，第三電網能夠及時足額發給光伏發電企業。這就牽扯到了管理體制的問題，怎么能夠理順。”孟憲淦說。
值得一提的是，國家發改委昨日還將燃煤發電企業脫硝電價補償標準由每千瓦時0.8分錢提高到1分錢；對煙塵排放濃度低于30毫克/立方米（重點地區20毫克/立方米）的燃煤發電企業實行每千瓦時0.2分錢的電價補償。
上述價格調整，不涉及到終端電價變化，由發電企業消化。上述電價調整自今年9月25日起執行。
全投資年均收益率
或達8-9%
與以往全國除西藏地區外統一上網電價的政策不同，如今國家發改委根據各地太陽能資源狀況和工程建設條件，將全國分為三類太陽能資源區，制定了相應的標桿上網電價。光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組脫硫、脫硝標桿上網電價的部分，則通過可再生能源發展基金進行補貼。
其中，寧夏、青海、新疆、內蒙古一些光照條件較好的地區作為類資源區享受0.9元/千瓦時電價，北京、天津,以及東北、河北、云南、四川等地區作為類資源區為0.95元/千瓦時電價，其余地區作為類資源區享受1.0元/千瓦時電價。此前不分區電價的執行標準為1元/千瓦時。
這一分區標桿上網電價適用于今年9月1日之后備案（核準），或是9月1日前核準，但在2014年1月1日之后投運的項目。執行期限原則為20年，但隨著光伏發電規模和成本變化將逐步對電價進行調減。
大型地面電站根據各地光照條件的不同，分成四類資源區，施行0.75、0.85、0.95與1元/度四個區間上網電價。
時璟麗稱，變化主要是把電價最低的區域并入了其他區域，比如說把原來青海新疆地區，并到了原來的第二類和第三類。“原來的考慮是，青海的光照資源最好，發電成本低，電價可以稍微低一些。”
對于其中變化的意義，孟憲淦表示，變的是最低的價格，而最高端的價格還是維持在1元沒變，如果把分布式發電也納入進來，就可以看出政策的導向。“首先，把0.75提到0.9元，這部分主要涉及到青海、新疆、甘肅等光照條件特別好的地區，這些地方特別適合地面大規模電站，這塊往上提了，實際上是支持地面大規模電站進一步往西部發展。而分布式補貼，由之前的0.35元每度提升到了0.42元每度，而東部的地面電站價格維持不變，這其中的導向就是在中東部，鼓勵發展的是分布式發電。”
航天機電總經理徐杰分析，在新的標桿電價下，預計光伏電站的全投資年均收益率應該是8-9%，資本金收益率應該是10%左右。
上半年，航天機電拿到光伏項目路條和核準大概有460MW，下半年大致是400MW，在央企中排名靠前，在非電力集團的央企中，排名第一。
在分區域標桿電價之下，未來的光伏電站開發策略該如何定？徐杰稱，“一類區域，每年發電小時在1600小時以上，但同為一類區域，有的可發到1800小時，也的是1900小時，那么能夠發到1900小時地方，就是未來競爭的焦點了。最好的就是青海。但青海也有它的問題，就是限電問題比較嚴重。”
徐杰稱，第二類區域是發電小時數1400-1600之間的。“第二類與第一類相比，只差5分錢，性價比要好一些。這相當于鼓勵往中部轉移，這里的電力消納能力強。而第三類區域大家都不會去碰，因為發電小時數一下子降了20%以上，但是電價只上升了1毛錢，10%多一些，完全不合算。”
可再生能源附加
背后的“缺口”
“上升到1.5分是非常好的，翻了一倍，比之前業內預測的先上漲到1分的要高很多。”徐杰稱，“這樣，今明兩年，每年新增10GW的光伏裝機，應該沒有壓力了。”
對于可再生電價附加接近翻番，時璟麗稱 “依據是要實現‘十二五’的規劃目標，同時適當考慮到2015年之后的情況，可再生能源發展的規模對應需要多少補貼資金。”
中國執行的是可再生能源補貼政策，具體來說，就是對風電、光伏等可再生能源發電確定一個上網標桿電價，這一電價比常規的火電脫硫上網電價要高。結算時，電網公司負責結算當地火電脫硫上網電價部分，剩余部分即為可再生電價補貼，由國家財政組織資金發放。
補貼資金的來源，是從電力消費者那里按度電征收的可再生能源電價附加，從2006年7月至今，每度電收的可再生能源電價附加費已從1厘錢漲到8厘錢，但仍跟不上風電和光伏發電項目增長的步伐，補貼資金缺口不斷拉大。
孟憲淦稱，原來8厘每度的時候，去年發電是5萬億多度電，全額收也只有400多億，實際上由于各種原因，到財政部入庫的只有200多億。2011年，可再生能源附加缺口是107億，2012年缺口是200多個億。因為資金有缺口，就談不上及時發放，于是就欠光伏發電企業的補貼，比如國電龍源，都被拖欠50個億了。如果沒有對電價附加進行提升的話，就無法完成可再生能源的“十二五”發展目標，市場就沒法發展了。
不過與上次可再生能源附加上調還涉及終端消費電價不同，國家發改委稱，此次是“在不提高銷售電價水平的前提下，此次電價調整主要通過對燃煤發電企業上網電價進行結構調整來實現，不會增加居民和企業負擔。”
孟憲淦分析，這次利用現在電煤價格比較低的情況，在保持銷售電價不變情況下，為可再生能源附加的提價提供空間。“2011年的時候是根本不可能做這個事情的，當時電煤價格高漲，要升可再生能源附加，電價必須往上調。現在疏導起來更容易。為何之前本來4、5月份就傳出要出了，但是一直等到8月底才出，是為了協調好方方面面的關系，同時選擇條件良好的時候再出。”
國家發改委昨日發布的答記者問也提到，近年來，中國可再生能源發展迅速，目前籌集的資金難以滿足補貼資金需求的迅速增長。若不進一步提高標準，預計2015年可再生能源電價附加資金缺口將達到330億元左右。這對可再生能源發電企業電費結算和整個產業的健康發展將產生嚴重的不利影響。因此，國家決定將可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.8分錢提高至1.5分錢。
國家發改委政策出臺后，現在就看電網的了。徐杰稱，“我們現在最最看重的就是，電網每個月的補貼能否到位。如果這個做到了，整個產業鏈是一大利好。盈利模型做能做得更準確，整個產業也就起來了。”
孟憲淦稱，“現在剩下三個問題，一個是電網要配合，第二是電價附加能夠足額收上來，第三電網能夠及時足額發給光伏發電企業。這就牽扯到了管理體制的問題，怎么能夠理順。”
0 條