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太阳能宏观调控发挥作用光伏市场发展可期

发布时间:2019-09-30 07:01:49 阅读: 来源:埋夹机厂家

太阳能宏观调控发挥作用 光伏市场发展可期

当前全球光伏市场的主要需求来自德国和意大利,在2010年全球17吉瓦的装机量中,上述两国占据70%。

当前全球光伏市场的主要需求来自德国和意大利,在2010年全球17吉瓦的装机量中,上述两国占据70%。今年上半年德国和意大利对于光伏产业的补贴政策稍有变动就引起了全球光伏产品价格的“上蹿下跳”,直接造成今年第二季度全球光伏市场需求萎缩,全线产品大幅跌价,其中多晶硅跌价超过20%,硅片跌价超过30%,电池片跌价在30%左右。

中国光伏产业一直呈现“两头在外”的局面,产品供给量超过全球50%,但需求量仅占全球5%不到。国内光伏市场“雷声大雨点小”,归根究底,其原因仍然是低价恶性竞争、补贴不够造成投资收益不足,投资主体没有积极性。

按照现在光伏产品价格下跌后的15-18元/瓦的总投资成本来计算,国内政策补贴额度基本在7-8元/瓦,国内光伏项目的资本回收期大约为10-15年左右。从投入产出比来看,投资具有一定的经济性,但在短期内中国市场很难有超常规发展。实际上,比光伏装机量更为重要的是在装机量增加的同时,企业是否有利可图,而不仅仅是总量上数字的增加。

以目前全球市场来看,光伏产业的盈利模式主要是靠政府制定上网电价补贴。从长远来看,“平价上网”是一个可期的未来,但在“十二五”末能够实现“平价上网”的概率很小。“十二五”期间,中国光伏产业仍然需要政府的财政补贴,标杆电价实际上是阶段性相对合理的举措,我国可以效仿德国、意大利的方式,随着成本下降逐渐减少补贴,直到迎来“平价上网”的时代。

“十二五”是掌握标杆电价政策的“命门”

对于全国统一的1元标杆电价,国家有关部门可否针对不同地区、不同建设方式(地面和屋顶),实施与风电类似的分类电价。从国内光伏发电项目实施情况看,以1兆瓦电站为例,西北地区晶硅电站年发电量140万度左右,薄膜电站可达150万度,以后逐年有一定衰减。而东部、中部地区,有效光照低于西部地区,薄膜电站年发电量在100万度左右,晶硅电站应在90-92万度左右,比西北地区少了1/3的发电量。按1元/度上网电价计算,年发电收入少了50万元,如以25年使用寿命计算,即要少收入1250万元。但在西北地区大规模建设光伏电站又面临一个电力输送能力和电网建设速度的瓶颈。因此,我们认为,“十二五”期间,我国光伏发电要采取西北地区建设地面电站和东、中部地区建设地面和屋顶项目并举的策略。

“十二五”过渡期间,在国家光伏补贴政策暂没有分区、分类的情况下,地方政府能否根据各地区的实际发展情况,给予不同的补贴政策。如江苏省2011年地面光伏电站上网补贴政策为1.40元/度,明年能否定为1.20元,其中0.20元由地方政府补贴。这对在东部地区大规模启动光伏项目、缓解一些地区用电紧张状况将大有裨益。

配套政策很关键

在实施上网电价过程中,政策配套非常重要。其中,解决投入资金和利息是核心问题。建设光伏项目投入大,银行利息所占比例也很大。

以在沿海地区建设1兆瓦薄膜电池光伏电站为例,若投入1100万元,其中20%为资本金、另需向银行贷款880万,而这880万贷款利息,是能否实现1元上网电价的关键。

沿海地区每兆瓦光伏电站年发电量100万度,发电收入为100万元,贷款按6.5%年息计算,即要支出57.2万。如利率上浮到8%,则每年需支付利息70.4万元,再加上土地占用费、电站维护费、线路维护费等约10万元,支出则达到67-80万元,而收入只有20-30万元,据此测算,回收期将在25年以上。

另外,国家对光伏发电的银行利息要有专门政策,希望对光伏贷款能实行与建设火力发电厂、高速公路、铁路等基本建设项目同等的优惠贷款利息;另一方面,建设光伏发电工程投入较大,希望政策明确具体由哪些国有银行支持。

根据欧洲太阳能贷款模式,项目公司在取得建设批文后,银行给予30%的启动贷款,在建成上网发电后再给予50%(合计80%)的专项贷款,业主以上网电费还本付息。

同时各地电网公司,尤其是基层电力公司,对建设光伏项目的认识,要统一到发展新能源、缓解用电紧张这一大局上来,不仅要在上网审批手续上更加简便、快捷,在电网接入线路等费用上也要综合考虑,以减少光伏项目的总投资。

另外,希望地方政府对建设地面电站的滩涂、丘陵、荒地、闲置用地等项目使用土地的租金能给予最大优惠,对建设自发自用的屋顶项目,发挥有效的宏观调控作用;各类设计、评估、监理、检测等中介部门更要给项目开辟绿色通道、减少收费。

企业理性前行

仔细算一笔帐,在西北地区建设非晶硅薄膜组件光伏电站,每瓦投入可控制在13元,使用晶硅组件约需15-15.5元。原因是西北地区电网接入费用、运输费用、施工费用等高于沿海地区。按每兆瓦薄膜电站25年可发电3450万度计算,回收期在12年左右;而在沿海地区建设同样规模的地面电站,非晶薄膜电站建设成本约需11-12元/瓦,按照25年可发电2400万度计算,回收期18年左右,如地方政府有0.20元/度补贴,则回收期可缩短至14年。

由于光伏组件种类不同,企业成本控制不同,因而销售价也不同。

在系统集成方面更是各显其能,成本相差很大。以今年企业平均成本价格来估算,非晶薄膜电池生产成本今年可控制在5.50元,销售价可在6.30元以内,明年计划将组件成本降至4.80元以下,2013年要降至3.80元(含税)。

系统建设上,不少企业在国内有单独建设和与电力公司合作建设光伏电站项目的实践经验,在国外也参与了多个电站建设项目,另外使用水泥立柱制作的支架,不仅牢固、耐侵蚀,而且最关键的是成本低,每瓦支架成本可在1.50元以内,与晶硅组件支架成本相近,这弥补了薄膜组件转换率较低导致支架成本增加的缺陷。组件和支架成本的有效控制,为系统成本降到1000万元/兆瓦创造了条件。2013年薄膜组件销售价将控制在4.50元以内,整个地面电站系统可降至9元/瓦以下,回收期也可从目前的12年降到8年。

不过,现在仍有很多公司对非晶薄膜电池的性能有怀疑。其实,非晶薄膜电池已有50年历史,安装近30年的发电经验。电池效果好不好,关键在于企业生产组件的品质好不好。打个比方说,一家企业在欧洲和东南亚已成功建设了20多个兆瓦级项目,同时,组件前五年由公司提供质保,后20年由全球最大的保险公司慕尼黑再保险公司给予质量承保,组件如有问题由保险公司赔偿。

因此,应对1元电价的挑战,更需要企业自身努力,在降低成本上狠下功夫。风电装备发展之路很值得光伏企业借鉴。10年前,1兆瓦进口风机需3000多万,而现在国产的只有500万,降低了80%。风电投入逐年降低的例子,生动说明光伏发电成本仍有降本空间。另外,如何降低光伏发电成本,专家也表示,要加大薄膜电池技术水平研发和产业化技术集成与创新,以及相关产业链的基础建设。

“朝阳行业”光伏产业的低谷期

在2008年的全球金融危机中,由于对国外市场的严重依赖以及海外市场的不确定性,中国光伏企业的发展受到了巨大的影响:从价格飙升、游资疯涌、项目“遍地开花”,到订单锐减、资金链断裂、企业大量倒闭,短短半年的时间,中国太阳能光伏产业就经历了“过山车”式的心惊肉跳。全球金融危机爆发以来,光伏产业这一孕育梦想、财富与希望的“朝阳行业”被残酷地甩入深渊。光伏产业的暴利时代无情地拂袖而去,折戟沉沙后留下的是痛苦的反思和冷静的审视。

曾几何时,中国光伏产业过度依赖国外市场,犹如远离土地随波逐流的帆船,而其风险已在全球金融危机中暴露无遗。为此,2009年以来,中国政府不断加大了对光伏产业的扶植力度,国内光伏产业的发展较为迅速。在这种背景下,“中国太阳能产能过剩说”开始出现。

过度依赖国外市场现象严重

从2009年3月财政部会同住房和城乡建设部推出国家光伏补贴计划开始,几年之间,国家不断通过经济补贴、组织招标以及相关的政策刺激等方式,力求促进中国光伏市场的快速增长。2010年,中国光伏电池产量达到8000兆瓦,约占全球总产量的一半,居世界首位。

但是,目前国内的太阳能市场尚未真正打开,国内厂商主要还是依靠海外订单生存发展。如今,欧洲调整补贴政策,光伏需求增速不如以前,整体市场显现出了供大于求的现象。这引发了不少国内组件厂商的担忧。

多重优势助力产业发展“弃暗投明”

整体来看,随着组件价格的下降和技术的突破,太阳能行业正冲着平价上网走去,未来一片光明。需要解决的只是鼓励政策如何调整、发电量的激增如何与电网建设相匹配等问题。

良好基础占尽发展优势

中国已经具备较好的基础。

一方面表现在天然的地理环境上。中国蕴藏着大量的石英硅矿,主要分布在福建、江西、浙江、云南、贵州、内蒙古、新疆等地,在结晶硅光伏产业的发展上有得天独厚的优势。在光伏发电领域,晶体硅是太阳能电池的主要原材料,因此,硅材料的应用和开发在整个产业链条之中占据重要位置,开发内容包括高纯多晶硅原材料生产、太阳能电池以及相关设备和组件的生产等。

另一方面,太阳能电池是中国少有的与欧美国家处于同一起跑线上的行业。2007年是中国太阳能光伏产业快速发展的一年。受益于太阳能产业的长期利好,整个光伏产业出现了前所未有的投资热潮。2008年,中国光伏产能超过德国,跃居世界第一。

2010年,国内光伏组件产量达到13GW(1GW=10亿瓦特),占全球产能的47.8%。目前,中国光伏产业已经建立起完善的产业链,掌握了包括太阳能电池制造、多晶硅生产等关键技术,设备和原材料的国产化程度不断提高。并在此过程中涌现出了一批具备竞争力和知名度的企业。

2011中国光伏产业正面临整合期

2011年,在多方面因素的影响下,整个行业陷入低迷,中国光伏产业正面临整合期。具体表现为:

一是多晶硅价格下跌。多种不利因素导致光伏市场承压,无论是国际市场还是国内市场,多晶硅价格都持续快速下跌。在经过年初的一波上涨以后,多晶硅价格在近两月连续大跌,7月持续下跌14.5%,50美元/公斤(40万元/吨)的价格已经是6年来的最低价。

二是光伏组件价格下跌。今年以来,光伏组件价格累计跌幅超过30%,且有继续下跌趋势。

三是库存增加。截至今年二季度末,全球光伏组件库存已经达到8.6GW,创历史新高。国内光伏厂商的库存也在不断增加。四是出口减少。作为中国光伏企业最大市场的欧洲市场需求萎缩,直接导致国内光伏组件出口量下滑。在全球产业价值链中处于不利位置,是中国高新技术制造业遇到的传统难题,而光伏产业再陷同样的困境,是非常值得我们反思的。

当前光伏产业结构存在的三大问题

一是产品结构不合理。高端原料、装备测试仪器设备制造企业规模、数量小,多晶硅有50%左右、银浆100%、装备20%等需要进口,绝大多数测试设备仪器依赖进口;低端太阳能电池片和组件产能占全世界的60%,95%的产品需要出口。

二是市场结构不合理。中国是世界光伏产业大国,但国内消费不到10%,国内光伏发电的装机总量仅占全球装机总量的1%,产品严重依赖出口。

三是技术结构不合理。中国最具优势的是电池片和组件技术以及其他新兴电池的开发,但装备技术和原材料技术并没有真正掌握,基本上都还控制在发达国家手中。中国是光伏制造大国,而不是制造强国,目前赚的只是加工费。“两头在外”是中国光伏产业最致命的弱点之一。

光伏产业突破瓶颈的必经之路

如何利用自身优势,走出结构困境,是中国光伏产业未来发展必须正视的问题。除了加快自主核心技术的研发外,另一个重要举措就是改变光伏产业依赖国外市场的被动局面。

中国政府以及企业应该在主观上争取加快中国光伏应用市场的启动,降低对欧洲市场的依赖,将市场重心转移到中国来。中国市场前景非常广大,关键在于国家在市场启动初期的扶持政策力度以及政策要引导产业的健康发展。

由此可见,产业结构的优化合理升级,需要宏观调控在市场自发调节的基础上发挥作用,而除了关注短期经济效益之外,将远期的优化产业结构作为发展目标,也是矫正光伏产业发展航向的“罗盘针”。

结语:

1.本次固定上网电价的推出,是一个非常积极的信号,显示国家对国内光伏终端市场发展的支持;

2.固定上网电价的细则有待出台,否则1594号文件将难以有所作为;

3.单凭1594号文件提及的解决历史遗留的"路条"项目盈利这一点,国内光伏业者信心将得到很大程度上的提振,国内的"光伏热"将被进一步点燃,中国2011年的光伏装机容量可能会突破1.5GW(注:不等同于并网容量);

4.特许权项目在未来仍将开展,相对较高的固定上网电价(与风电,生物质能相比),处于亏损状态的"可再生能源电价附加"账户以及光伏电站建设成本的不断下降,使得1元/度电的固定上网电价在短期内被调整成为必然。

5.政策更多的利好西部地区的大型地面光伏电站,而东部,中部地区因受日照辐射资源的限制,在1元/度电的情况下,盈利条件仍然不甚理想。屋顶项目,光电建筑一体化项目因建设成本原因,也将难以充分收益于补贴政策。当然具体项目的盈利状况需要具体分析,相信有许多潜在屋顶项目在1元/度电的情况下,是有能力实现一定利润的。

6.从过去的经验来看,大型地面电站的投资始终为国有电力集团所主导。从5中可以看到,本次上网电价将更多利好西部地区的大型地面光伏电站,进一步而言,将更多利好身为开发商的电力集团。而民营企业当然也可以收益,不过相信更多的收益将是在于与电力集团的合作上。自行开发电站的民营企业,如果有一定的资金实力并拿到项目,当然也会受益。对于志在自行开发光伏项目的光伏企业,至少电价的推出是企业可以消耗一部分产能,从这个角度来讲电站项目即使无利可图,对光伏企业也是有意义的。

电价政策的成功执行需要跨部门的协作,不单发改委,能源局,财政部与电网公司也是政策能否被落实,使得光伏电站相关企业收益的关键。相信发改委价格司在推出1594号文件前,已经会同发改委其他司局,能源局广泛征求过相关部委与企业,如:财政部,电网公司的意见并得到了各相关方的支持。

希望标准电价的实施能真正成为国内光伏终端市场的一针强心剂,让我们国家的光伏市场得到快速启动,让光伏“疯狂”一把,同时,也稍稍改变我们国内光伏企业长期以来面临的市场受制于人的局面,实现两条腿走路,而不是单单依靠产品出口这一条路解决的企业生存问题。据行业内预测,光伏发电在5至10年内能实现平价上网,而我们更坚信,只要各方共同努力,1元上网电价不仅是完全可行的,而且与火电同价的时代将提前到来。