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关于光伏项目试行去补贴的建议
来源:江苏省可再生能源行业协会-中国绿色能源网 浏览:1192次 发布于2017-5-11
  • 关于光伏项目试行去补贴的建议

  • 摘要:根据财政部公布的1~6批可再生能源电价附加资金补助目录,共有约27GW、2015年2月底前并网光伏项目进入前六批目录。因此,目前至少有50GW的项目的补贴遭到拖欠;很多项目的补贴被拖欠2年以上。

     本文采用了刘爽,许进超的成果,感谢两位对本文所做的贡献。

     
    一、可再生能源附加补贴缺口巨大
     
    根据国家能源局统计数据,截止2016年底,我国累计并网光伏项目77.42GW;
     
    根据财政部公布的1~6批可再生能源电价附加资金补助目录,共有约27GW、2015年2月底前并网光伏项目进入前六批目录。
     
    因此,目前至少有50GW的项目的补贴遭到拖欠;很多项目的补贴被拖欠2年以上。
     
    光伏标杆电价由脱硫煤标杆电价和可再生能源附加补贴两部分构成。2015年底之前,补贴部分占总电价的50%以上。光伏项目属于高初始投资、低运营成本的行业。前期投资高,贷款高,还款压力大,对现金流依赖大。当50%以上的现金流被拖欠2年以上时,企业将面临巨大的运营压力;项目的全投资收益率下降1%以上,资本金收益率下降2%以上,项目可能由盈利转向亏损。
    在第五批可再生能源电价附加资金补助目录发布时,就出现100亿元左右补贴缺口,该部分缺口后来由财政部单独拨付资金进行补齐。
     
    随着风电、光伏等可再生能源项目的快速发展,补贴资金的缺口还将持续增长。国家能源局原副局长李仰哲介绍,截至2016年上半年,可再生能源补贴缺口累计达到550亿元。现有的征收标准1.9分/kWh无法满足可再生能源项目的补贴需求,甚至无法覆盖现有可再生能源项目的补贴需求。
     
    国家发改委能源研究所做过相关的测算:假设到2020年,风电实现发电侧平价上网、光伏发电实现用户侧平价上网,即风电、分布式光伏不需要补贴的情况下,仅2020年当年补贴资金的需求就将达到1800亿元;然而,若可再生能源电价附加仍为1.9分/kWh,可征收的电价附加补贴资金仅1100亿元。因此,2020年当年就存在700亿元的补贴资金缺口。到2020年,补贴资金缺口累积将达到2000亿左右。如果不妥善解决,由可再生能源投资企业来承担资金压力,造成投资企业会通过拖欠供应商的资金来缓解现金流压力的现象,将会导致可再生能源行业的恶性发展。
     
    二、分布式光伏项目在用户侧接近平价上网
     
    从2007~2016年的10年间,光伏系统价格下降了90%,光伏的度电成本也快速下降,光伏电量的度电成本也快速下降。
     
    根据统计,在白天(6:00~18:00),我国大工业的销售价格在0.3735~0.8684元/kWh之间,一般工商业电价在0.6488~1.1046元/kWh之间。
     
    根据中国气象局发布的《中国风能太阳能资源年景公报》,按照固定式最佳倾角考虑,2015年全国太阳能峰值小时数平均值为1710.2h。东北、华北、西北及西南大部地区超过1400h,其中新疆大部、青藏高原、甘肃西部、内蒙古、四川西部及云南部分地区超过1800h,局部超过 2300h;四川东部、重庆、贵州中东部、湖南中西部及湖北西部地区约1000h;陕西南部、河南、安徽、江苏、四川东部、湖北大部、江西、湖南东部、浙江、福建、台湾、广州、关系中南、贵州西南部的在1000~1400h之间。可见,全国各地的太阳能峰值小时数基本在1100~2300h之间。
     
    由于太阳能资源价差的华南、华北、华中地区电价高,而资源较差的西北、西南地区电价低。因此,
     
    在目前光伏系统为7000元/kW的造价水平下,几乎全国所有地区的度电成本都低于一般工商业销售电价,低于华南,华东和华北地区大部分省份的大工业销售电价;
     
    当造价到达5000元/kW时,几乎大部分地区的度电成本都低于当地的大工业销售电价;在资源好的地区可以有一定利润。
     
    目前,部分项目的EPC投标价格已经在5500元/kW以内。可见,光伏发电在用户侧已经实现了平价上网。
     
    然而,在光伏系统成本(EPC成本)快速下降的同时,光伏项目的“非技术”成本也在快速上升,造成项目总成本居高不下。
     
    如企业为获得规模指标而支付的“开发费用”或“路条费”,最高可达700元/kW。除此之外,政府摊派、土地成本等费用也快速增加。
     
    之前宁夏等多地要求光伏电站投资企业按照投资额1:1在当地投资建厂;在格尔木戈壁上已建成多年的光伏项目被补征高额的土地使用税。
     
    采煤沉陷区的综合治理一直是采煤区政府的一项要务,仅山西省,平均一年的采煤沉陷区综合治理费用就要100亿元,中央、地方政府在采煤沉陷区综合治理上花费不菲。而采煤塌陷区一旦被确定为光伏领跑者项目,各地政府不但可以将治理费用专家给投资企业,还摊派各种附加费用。
     
    近期,某领跑者基地多家中标企业反映,该领跑者基地主管部门向各家中标企业口头通知,要求每家企业按照200元/kW的价格并根据各自的装机容量,以“赞助费”的名义通过“修路、修学校、安装路灯”等形式进行支出,否则就要求企业就要停工。根据该基地的总规模,中标企业一共要给县政府捐出1亿,大大增加企业负担。
     
    三、综合建议
     
    综上所述,一方面,目前1.9分/kWh的可再生能源附加覆盖不了补贴缺口大,短期内增加可能性比较小;另一方面,如果光伏项目不考虑“非技术成本”,很多地方已经可以在用户侧实现平价上网。因此,建议从2018年开始,政府对光伏电站项目试行双轨制管理。
     
    一部分项目继续享受国家的补贴电价,按照现有流程开展,但要在指标发放、土地供应、并网条件更加严格限制;
     
    另一部分项目,不再给予电价补贴,以缓解可再生能源补贴缺口的压力,但给予下列优惠政策:
     
    1)项目仅需要政府备案及批准,并给予土地使用优惠条件,减少项目的土地成本;
     
    2)将现有实行到2018年12月31日即征即退的增值税优惠政策,扩展到光伏项目的整个生命周期。
     
    3)鼓励企业在不需要补贴、自发自用或者就近消納的情况下,以非水可再生能源自备电厂替代传统能源自备电厂,并允许这类企业以新能源电站点对点就近消納。
     
    4)鼓励电量完全自行消納的情况下,给予新增配网投资建设优先权。
  •  来源:智汇光伏 彭立斌 王淑娟
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