十三五颁布:敲定光伏新目标

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日前,国家发改委下发了《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)(以下简称《讨论稿》),并于10月29日召开座谈会研究调整陆上风电和光伏发电上网电价政策。
  日前,国家发改委下发了《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》(讨论稿)(以下简称《讨论稿》),并于10月29日召开座谈会研究调整陆上风电和光伏发电上网电价政策。    《讨论稿》明确提出,在“十三五”期间,陆上风电、光伏发电的标杆上网电价将随着发展规模逐年下调,以实现《能源发展战略行动计划(2014年-2020年)》提出的“到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当”的目标。    光伏发电标杆上网电价具体调整为:一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时,逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时;二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时,逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时;三类资源区从现价1元/千瓦时,逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。    事实上,绝大多数的业界人士并不愿就“补贴下降”进行评论。在一番采访后,唯有晶科能源副总裁钱晶向记者明确表态,“拟定的下调力度,对于光伏企业来说,并不是个利好消息”。但与此同时,她也坦言,“相比之下,作为企业,我们更关心补贴能否及时发放”。    “十三五”目标初定1.5亿千瓦    在不久前召开的“2015中国光伏领袖峰会”上,关于光伏产业的“十三五”规划,工信部电子司电子基础处副处长金磊透露,正在制定的“中国制造2025”相关文件以及“十三五”规划将对光伏产业进行重新布局,同时加速推动产业的创新,并进一步调整、完善相关补贴等政策。    近年来,在管理层的大力扶持下,中国光伏市场实现了跨越式发展,数据显示,截至今年6月底,全国光伏发电装机容量达到3578万千瓦,其中光伏电站3007万千瓦,分布式光伏571万千瓦,光伏发电装机已完成“十二五”3500万千瓦的目标。    而一切并未止步,随着十八届五中全会的召开,市场普遍预期“十三五”规划中新能源目标上调基本确定,相关行业的发展目标将比“十二五”规划中展望的数值大幅提升,太阳能发电有望达到1.5亿千瓦,风电2.5亿千瓦-2.8亿千瓦(上调幅度仍存争议)。    同时,根据最新公布的《能源发展战略行动计划》确定的2020年的太阳能发展目标,国家将加快建设分布式光伏发电应用示范区,稳步实施太阳能热发电示范工程。到2020年,光伏装机将达到1亿千瓦左右。    管理层协调补贴发放问题    “十三五光伏装机目标初定1.5亿千瓦,以实现2020年非化石能源占一次能源消费占比15%的目标。以此目标倒推,十三五期间每年需新增约2000万千瓦左右的光伏装机,大幅高于此前的平均水平。”在钱晶看来,“光伏装机目标上调,都是按照非化石能源占比倒推下的选择。相对于其它新能源模式,光伏发展空间最大”。    但不久前,国家能源局新能源司董秀芬处长也曾就光伏于“十三五”其间面临的挑战进行了归纳:首先,经济性仍然制约光伏发电发展,到2020年用户侧实现平价,但发电侧平价还难以实现;第二,技术进步和产业升级是制约发展的关键问题;第三,适应光伏发电规模化发展的管理体系有待完善;第四,适应光伏规模化发展的配套产业服务体系尚未建立等。    针对光伏装机快速增长中面临的弃电、补贴、税收等问题。董秀芬表示,能源局也在协调有关部门,针对税收以及补贴资金的来源进行沟通,针对性提出对策,并在未来逐步完善政策。未来还将通过实施重点经济带、重点生态保护区高比例光伏应用,光伏发电综合利用基地,大型光伏发电基地、适度增加外送型光伏发电建设规模,光伏发电综合治理与“领跑者计划”示范工程,高比例可再生能源示范区工程,光伏扶贫工程等六项重点工程推动光伏应用。

十三五新能源发展的关键政策日渐明晰。国家发改委近日悄然下发了《关于完善陆上风电、光伏发电上网标杆电价政策的通知》,并于10月29日召开座谈会研究调整陆上风电和光伏发电上网电价政策。《讨论稿》明确提出,在十三五期间,陆上风电、光伏发电的标杆上网电价将随着发展规模逐年下调,以实现《能源发展战略行动计划》提出的到2020年风力发电与煤电上网电价相当、光伏发电与电网销售电价相当的目标。《讨论稿》明确了十三五新能源上网标杆电价的调整方案,稳定了投资者的预期,避免了以往由于突然调整上网标杆电价引发的抢装现象。中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩对21世纪经济报道指出,建议在下调上网标杆电价的同时,应同步推进解决弃光弃风问题和保证可再生能源补贴发放及时到位等改革。此外,21世纪经济报道获悉,十三五风电和光伏发电的发展规模已经初步确定,到2020年装机规模分别达到2.5亿千瓦和1.5亿千瓦。具体调价方案《讨论稿》提出了陆上风电和光伏发电的标杆上网电价调整方案。其中,陆上风电的标杆上网电价调整为:一类资源区价格从现行的0.49元/千瓦时,逐年下调为0.47元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.41元/千瓦时、0.38元/千瓦时。二类资源区价格从现行的0.52元/千瓦时,逐年下调为0.49元/千瓦时、0.47元/千瓦时、0.45元/千瓦时、0.43元/千瓦时、0.40元/千瓦时。三类资源区价格从现行的0.56元/千瓦时,逐年下调为0.54元/千瓦时、0.52元/千瓦时、0.50元/千瓦时、0.48元/千瓦时、0.45元/千瓦时。四类资源区价格从现行的0.61元/千瓦时,逐年下调为0.59元/千瓦时、0.58元/千瓦时、0.57元/千瓦时、0.56元/千瓦时、0.52元/千瓦时。之所以没有调整海上风电上网标杆电价,是因为现行价格偏低,已经影响了投资者的热情。秦海岩分析。资料显示,2017年以前投运的非招标的近海风电项目上网电价为0.85元/千瓦时,潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。同时,《讨论稿》提出光伏发电标杆上网电价具体调整为:一类资源区价格从现行的0.9元/千瓦时,逐年下调为0.85元/千瓦时、0.82元/千瓦时、0.79元/千瓦时、0.76元/千瓦时和0.72元/千瓦时。二类资源区价格从现行的0.95元/千瓦时,逐年下调为0.92元/千瓦时、0.89元/千瓦时、0.86元/千瓦时、0.83元/千瓦时和0.8元/千瓦时。三类资源区从现价1元/千瓦时,逐年下调为0.98元/千瓦时、0.96元/千瓦时、0.94元/千瓦时、0.92元/千瓦时到0.9元/千瓦时。一类和二类资源区的光照条件好,从当前的技术水平和融资成本来看,现行标杆上网电价已具备了0.1-0.15元/千瓦时的下降空间,但由于现在这两类地区弃光限电比较严重,为了保护投资者热情,所以不可能一下子降太多,只能逐年下降。发改委能源所研究员时璟丽对21世纪经济报道分析。时璟丽认为,三类资源区基本上没有限电现象,所以其降价水平能够在一定程度上反映出技术进步水平的高低。可再生能源电价附加需上调根据《讨论稿》,陆上风电、光伏发电项目自投运起执行标杆上网电价或电价补贴标准,期限原则上为20年。今后经营期内出现运行成本大幅降低,相关新能源项目整体收益水平明显偏高的情况,国家发改委将研究适当降低上述标杆电价。国家发改委提出,陆上风电、光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价以内的部分,由当地省级电网负担;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。其中,完成国家能源主管部门确定的燃煤机组超低排放改造任务80%的省份,燃煤机组标杆上网电价含超低排放环保电价。在《讨论稿》确定的调价方案和今年年底火电标杆上网电价可能下调3分/千瓦时的前提下,如果要实现2020年风电装机2.5亿千瓦和光伏发电装机1.5亿千瓦的目标,那么可再生能源电价附加需要由目前的1.5分/千瓦时提高到2.5-3分/千瓦时左右的水平。时璟丽分析。同时,发改委提出,鼓励各地通过招标等市场化方式确定相关新能源项目业主和上网电价,但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地陆上风电、光伏发电标杆上网电价水平。发改委在《讨论稿》中提出,这一方案拟于2016年1月1日起执行。今后,每年1月1日以后备案的陆上风电、光伏发电项目,以及当年1月1日以前备案但于第二年1月1日以后投运的陆上风电项目和当年1月1日以前备案但于当年4月1日以后投运的光伏发电项目执行当年的上网标杆电价。

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