編者按：531光伏政策的影響已經(jīng)開始顯現(xiàn)，成本普遍下降，土地及接入系統(tǒng)建設(shè)方便也給予支持，平價(jià)上網(wǎng)，道阻且長。
平價(jià)上網(wǎng)似乎是光伏產(chǎn)業(yè)的救世良方，邏輯在于行業(yè)的政策周期性將明顯減弱，商業(yè)模式由看天吃飯的B2G向B2B、B2C轉(zhuǎn)換，市場空間急劇擴(kuò)大，估值中樞獲得提升。我們認(rèn)可這一邏輯，但認(rèn)為這一美好前景的到來仍需要政府意志、電網(wǎng)配合、儲能技術(shù)大面積應(yīng)用等先決條件的逐步實(shí)現(xiàn)，在看到明確的數(shù)據(jù)支撐前應(yīng)保持謹(jǐn)慎。
光伏發(fā)電的紅與黑
從一個(gè)相對較長的時(shí)間軸來看，全球光伏裝機(jī)的成長空間取決于光伏成本相對于傳統(tǒng)能源的比較優(yōu)勢、并網(wǎng)障礙的消除、全球光資源儲備等幾個(gè)因素。
光伏發(fā)電大發(fā)展的背景在于全球變暖引起人們對可再生清潔能源的關(guān)注。補(bǔ)貼光伏發(fā)電的最終收益有且只有環(huán)境收益。
技術(shù)進(jìn)步帶來的外部性等因素在風(fēng)電、半導(dǎo)體、先進(jìn)制造等其他產(chǎn)業(yè)鏈也成立，不是光伏獨(dú)有的。
根據(jù)清華大學(xué)和美國健康影響研究所《中國燃煤和其它主要空氣污染源造成的疾病負(fù)擔(dān)》的研究測算，中國每千瓦時(shí)燃煤發(fā)電的大氣污染成本最多不超過5.4分，氣候變化成本為每千瓦時(shí)6.9分。
兩者相加，火電燃煤每千瓦時(shí)環(huán)境總成本在0.12元左右，遠(yuǎn)低于當(dāng)前風(fēng)電和光伏發(fā)電每千瓦時(shí)的補(bǔ)貼金額。
我國的光伏補(bǔ)貼本質(zhì)是從全國人民電費(fèi)里面收取的、支持發(fā)展新能源的“可再生能源基金”，是一種轉(zhuǎn)移支付。
在全社會要求降稅降負(fù)，海外強(qiáng)烈抵制中國的產(chǎn)業(yè)補(bǔ)貼政策，可再生能源基金缺口千億以上的背景下，光伏補(bǔ)貼政策的松動可能較小。
9月13日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于加快推進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》，雖然是征求意見稿，但已經(jīng)對整體光伏無補(bǔ)貼項(xiàng)目的發(fā)展路線有所明示。
對于文件內(nèi)容，可以精煉理解為：
· 不要國家補(bǔ)貼可以自己做;
· 地方愿意補(bǔ)貼可以繼續(xù)補(bǔ);
· 消納需要自己落實(shí);
· 以后別再請示;
· 需要中央財(cái)政補(bǔ)貼的項(xiàng)目(領(lǐng)跑者計(jì)劃)管理模式照常。
總體符合我們對政策偏緊的預(yù)期。
平價(jià)上網(wǎng)是救世良方嗎
同時(shí)，531光伏政策的影響已經(jīng)開始顯現(xiàn)。截止10月22日，以隆基股份為代表的單晶產(chǎn)業(yè)鏈一年降價(jià)十次，單晶硅片價(jià)格從2017年的5.4元/降到3.05元/片，降幅43.5%;
多晶硅片從4.7元/片下滑至2.17元/片，降價(jià)2.53元，降幅53.8%。行業(yè)出清正在進(jìn)行中。
當(dāng)然，也有部分觀點(diǎn)認(rèn)為行業(yè)危中有機(jī)，產(chǎn)品價(jià)格削減帶來的平價(jià)上網(wǎng)機(jī)會才是行業(yè)光明的明天。
可以看到的是，通過對531后大型光伏項(xiàng)目EPC施工中標(biāo)價(jià)統(tǒng)計(jì)，平均下降1.1元/W，均價(jià)4.1元/W，降幅20%。
理論上工商業(yè)用戶用電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)已具備一定實(shí)現(xiàn)可能性。同時(shí)在2017年11月的第三批領(lǐng)跑者計(jì)劃投標(biāo)電價(jià)來看，也是滿足這一條件的。
然而，領(lǐng)跑者計(jì)劃卻是政策大力支持下降低各種非技術(shù)成本的產(chǎn)物，簡單外推是不成立的。
以第三批“領(lǐng)跑者”基地優(yōu)選方式為例，政策規(guī)定：
土地
基地所在市(縣)政府應(yīng)確認(rèn)基地光伏陣列所占用土地屬于不征收城鎮(zhèn)土地使用稅和耕地占用稅范圍。
接入系統(tǒng)建設(shè)
基地所在地省級電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)負(fù)責(zé)投資建設(shè)基地的電力送出工程，至少應(yīng)承諾投資建設(shè)基地配套的匯集站及以上輸電線路，承諾投資建設(shè)基地各項(xiàng)目升壓站之外全部電力送出工程的優(yōu)先。
在基地所在地政府與電網(wǎng)企業(yè)約定在一定期限內(nèi)由電網(wǎng)企業(yè)回購電力送出工程資產(chǎn)的前提下，地方政府可采取其他方式統(tǒng)一建設(shè)接網(wǎng)及匯集站等電力送出工程，但不得由基地內(nèi)項(xiàng)目投資企業(yè)分?jǐn)偣こ藤M(fèi)用。
電力市場消納保障
基地所在地省級發(fā)展改革委(能源局)會同有關(guān)部門提出基地項(xiàng)目電力消納范圍、明確保障基地項(xiàng)目電力優(yōu)先消納的措施。
基地所在省級電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)提供基地項(xiàng)目發(fā)電全額消納或達(dá)到國家規(guī)定的最低保障小時(shí)數(shù)(或限電比例不超過5%)的論證意見及承諾;
基地所在地市(縣)政府應(yīng)采取有效措施保障基地電力全額消納，承擔(dān)基地項(xiàng)目因限電達(dá)不到國家最低保障小時(shí)數(shù)相應(yīng)欠發(fā)電量的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償責(zé)任。
而對于非領(lǐng)跑者評價(jià)上網(wǎng)項(xiàng)目，非技術(shù)成本是“不能承受之重”。
有企業(yè)主指出，在近期做的一個(gè)光伏電站項(xiàng)目中，土地復(fù)合成本達(dá)到20元/平方米，可折算成0.5元/W;升壓站大約在0.4元/W，平臺建設(shè)費(fèi)用為0.15元-0.2元/W。
甚至還有碰到在投資某些區(qū)域時(shí)，當(dāng)?shù)匾笃涮崆爸Ц?0-25年租金的情況。
以上困難尚未考慮電網(wǎng)接入和消納的問題。而我國的電網(wǎng)問題是樹大根深，不易撼動的。
首先，經(jīng)濟(jì)角度，電網(wǎng)沒動力配合光伏電力接入。
由于電網(wǎng)的自然壟斷屬性，各地的輸配電網(wǎng)主要由當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司獨(dú)家投資建設(shè)并承擔(dān)相應(yīng)成本。
對于電網(wǎng)公司而言，新建輸電線路，在經(jīng)濟(jì)上需核算成本收益;在建設(shè)上，需要經(jīng)過規(guī)劃、可行性研究、評估、立項(xiàng)、征地拆遷、施工等諸多流程和環(huán)節(jié)，歷時(shí)2-3年。
尤為突出的是，太陽能資源豐富，并且光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)成本較低的地區(qū)，往往地處偏遠(yuǎn)且遠(yuǎn)離用電負(fù)荷中心，輸電線路建設(shè)成本較高。這就在經(jīng)濟(jì)層面上導(dǎo)致電網(wǎng)公司在這些地區(qū)投資建設(shè)外送通道的意愿不強(qiáng)。
其次，省際壁壘阻隔電力外送消納，電網(wǎng)制度的省本位制約著我國光伏平價(jià)上網(wǎng)后的實(shí)際市場空間。
在儲能技術(shù)沒有突破性進(jìn)展、儲能成本還相當(dāng)昂貴的背景下，解決風(fēng)電和光伏發(fā)電間歇不穩(wěn)定的唯一辦法是，通過電力調(diào)度調(diào)整電網(wǎng)內(nèi)火電機(jī)組實(shí)時(shí)出力。
但對于區(qū)域電網(wǎng)而言，為保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運(yùn)營，網(wǎng)內(nèi)所能消納的間歇不穩(wěn)定電源發(fā)電占比有上限。
因此大規(guī)模的風(fēng)電和光伏發(fā)電需要大電網(wǎng)、大市場來消納。電網(wǎng)和電力市場交易半徑越大，所能消納的風(fēng)電和光伏發(fā)電越多。
即便以風(fēng)電和光伏發(fā)電發(fā)展成功著稱的德國，如果離開歐洲大電網(wǎng)，也根本無從做到風(fēng)電和光伏發(fā)電占國內(nèi)總發(fā)電量20%的高比例。
而我國的電力體制，恰恰是存在嚴(yán)重的省本位思想的。
由于各省的發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)和用電價(jià)格都是由國家發(fā)改委核定，其中價(jià)差收益由電網(wǎng)企業(yè)獲得，而電網(wǎng)企業(yè)都是央企。
因此，從省級政府的角度，在發(fā)電計(jì)劃的安排上，首先要確保的是本省發(fā)電企業(yè)的利益和發(fā)電小時(shí)數(shù)，至于是否從省外購買便宜電力，由于主要受影響的是電網(wǎng)企業(yè)利益，并不在其考量范圍之內(nèi)。
但由于發(fā)電權(quán)的分配牢牢控制在各省手中，以省為界、“畫地為牢”的局面沒有發(fā)生任何變化，電力跨省交易困難重重，客觀上要求光伏發(fā)電立足省內(nèi)市場進(jìn)行消納。
目前，光伏發(fā)電大省如甘肅省已經(jīng)創(chuàng)下風(fēng)電和光伏發(fā)電占全省發(fā)電量18.24%、可調(diào)電量20%的歷史紀(jì)錄。進(jìn)一步大幅度提高省內(nèi)風(fēng)電和光伏發(fā)電占比，空間極其有限。
即使解決了這些問題，實(shí)現(xiàn)平價(jià)上網(wǎng)后的市場空間也應(yīng)逐步驗(yàn)證。比如德國先后于2012、2014年實(shí)現(xiàn)家用電價(jià)用電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)和工業(yè)電價(jià)用電側(cè)平價(jià)上網(wǎng)之后的光伏裝機(jī)未能成功放量，2008年開始德國光伏系統(tǒng)成本大幅下降，此時(shí)FiT (Feed-in-Tariff，固定價(jià)格收購政策)下調(diào)速度卻滯后于系統(tǒng)成本，因此從2008年開始到2012年德國新增光伏裝機(jī)規(guī)模大幅增加;而2012-2014年FiT還在快速下降時(shí)，系統(tǒng)成本降低空間非常小，裝機(jī)規(guī)模大幅下降。2014年德國推行競價(jià)上網(wǎng)制度，將最低中標(biāo)價(jià)確定為項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)，且該電價(jià)保持若干年不變。德國2014 年進(jìn)行大型地面光伏電站項(xiàng)目的招標(biāo)試點(diǎn)， 2015 年開始對100kw 以上的項(xiàng)目實(shí)施招標(biāo)制。
德國競價(jià)上網(wǎng)中標(biāo)價(jià)比FiT的上限有接近60%的下降，目前該上網(wǎng)電價(jià)已經(jīng)在德國煤電上網(wǎng)電價(jià)區(qū)間內(nèi)，實(shí)質(zhì)上實(shí)現(xiàn)了平價(jià)上網(wǎng)。
整體看德國的思路被中國政府借鑒的可能性較大。德國光伏新政后新增裝機(jī)容量的下降值得警惕。
平價(jià)上網(wǎng)，道阻且長
誠如中國光伏專委會特約觀察員紅煒?biāo)觯?ldquo;當(dāng)前的光伏產(chǎn)業(yè)處于產(chǎn)品結(jié)構(gòu)性過剩帶來產(chǎn)業(yè)整合不知何時(shí)完成、平價(jià)上網(wǎng)似是而非、發(fā)電補(bǔ)貼卻已加速退坡、光伏發(fā)電趨近市場價(jià)格但電力市場卻未形成，這樣一個(gè)多重不確定變化的交匯時(shí)期。”
光伏發(fā)電的理論增量空間仍然值得期待。
根據(jù)國家能源局的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，截至2018上半年，國內(nèi)光伏裝機(jī)總?cè)萘?54.51GW，而全社會總電源裝機(jī)容量1730.58GW，光伏占發(fā)電設(shè)備容量占比8.93%;
2018年上半年國內(nèi)光伏發(fā)電量823.9億kWh，占全社會用電量32291億kWh的2.55%。光伏裝機(jī)占比以及發(fā)電占比均處于較低比例。
參考2017年末意大利光伏發(fā)電占比9%，希臘光伏發(fā)電占比7%，德國光伏發(fā)展占比6.1%，國內(nèi)新增裝機(jī)還有1-2倍的增量空間。
但平價(jià)上網(wǎng)實(shí)現(xiàn)的可能性及實(shí)現(xiàn)后市場空間的大小需要逐步驗(yàn)證。政策取向的變化更可能是行業(yè)19年的催化劑。
原標(biāo)題：平價(jià)上網(wǎng)是救世良方嗎？
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