中国光伏发电标杆上网电价8月1日出炉，将实行“统一价格”。
国家发展和改革委员会网站8月1日发布《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》称，今年7月前核准建设、年底前建成投产且尚未定价的光伏项目，上网电价为1.15元人民币/千瓦时；7月及以后核准的，及7月之前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省上网电价均按每千瓦时1元执行。
根据《通知》，今后，光伏发电标杆上网电价将由国家发改委“根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整”。
此前，中国的光伏发展相对缓慢，缺乏固定的上网标杆电价被认为是主因。业内人士认为，此次发布的光伏发电标杆上网电价政策，虽然在一些核心细节上仍待完善，但对于开启中国的光伏应用市场将起到决定性的作用。
受消息影响，昨日光伏板块股票出现了一波上涨：多晶硅龙头企业保利协鑫收涨4.78%；超日太阳涨6.62%，天威保变涨2.9%；向日葵涨1.9%。
不过，有业内人士分析，此次出台上网标杆电价对上游的制造企业利好有限，下游的运营商将是实际的获益者。
启动光伏应用市场
“之所以现在才推出，是因为对光伏的经济性此前有所担心。但是最近这两年地方政府、相关行业都有很高的积极性，光伏设备的成本下降很快。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人在接受采访时称。
此前，中国在光伏发展政策上门类繁多，但偏偏缺乏明确的上网标杆电价。由于没有准确的盈利预期，同时支持力度偏小，因此光伏运营商在投资时颇为谨慎。
对于存量的1.15元的光伏标杆电价，以及增量的1元的光伏标杆电价，一家国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士称，“我们曾经测算过，在青海、西藏这样光照条件优良的地区，按照系统每瓦16-17元的样子，按照8%的内生利润率，成本在0.9元/度。1元/度的电价可以做到微利，而1.15元/度则可以获得不错的利润。”
上述人士称，他预计在青海、西藏、内蒙古这样的省份，光伏运用市场可能会快速启动，而其他地区可能还需等待光伏发电成本的进一步下降。
不过，光伏应用市场是否会随着上网电价的出炉而迅猛启动，仍是未知数。华泰联合证券电力设备及新能源行业分析师王海生认为，这个启动，应该是从长期的时间跨度上来看的。“但短期来看，不一定能够看到一个爆发式的增长。”
王海生的理由是价格仍有一定差距。以1元/度的电价为例，相比意大利2012年底的最低水平还低30%。虽然没有规定享受补贴年限，但根据风电电价和特许权招标的规定，估计在15年左右。按此计算，则2000小时地区，为实现8%的内部收益率，系统含税成本需降至12元以下。“而现在系统每瓦成本在14-15元，所以还是非常有挑战的。”
中国除了西藏地区外，接下来对新增的光伏项目将实行1元/度的上网电价，因此未来中国的光伏装机将主要集中在西部地区。而西部地区正是电网支持较差的区域。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强称，“如果不解决上网问题，光伏发电恐怕会走上风电老路，也就是，发电规模很大，但上网的规模有限。”
根据路透社提供的数据，中国是世界光伏电池和组件的最大生产国，占据全球光伏市场半壁江山，国内无锡尚德、晶澳、英利及天合光能去年出货量均超过1GW。不过，即便按2015年中国10GW的累计光伏装机目标而言，与德国2010年单年约7GW的装机量、全球约16GW的量相比，规模仍不大。
关键细节缺失
此次《通知》中最令人意外的是，没有公布实行光伏上网标杆电价的年限，也没有公布在什么情况下开始下调上网标杆电价的条件以及幅度。而这两大问题正是最为核心的细节。
一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人表示，“这次居然没有提到补贴的年限。”在此背景下，要计算盈利前景是相当困难的。1.15年/度补贴1年与补贴20年是完全不同的结果。
上述国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士称，没有年限，要进行投资必然顾虑重重。尤其是《通知》还说电价会下调，但具体装机容量达到什么条件开始下调，逐年下调的幅度怎么定，也没说，这就相当于在头顶悬着一把剑。
“从《通知》本身来看，并不是很完善。大家的疑问很多，不断有人打电话来讨论这件事情。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人无奈地说，“还有就是地区的资源差异性。”
中国幅员辽阔，相当于27个德国的面积。可是这次中国在区域电价上却基本只有一档。“中国是否应该一个价格就覆盖大部分区域呢？”上述负责人称，最终的结果估计就是光照条件好的地区先发展。同时一些财力比较强的省市，比如江苏、山东这样的东部省份，可以通过对本省的光伏项目再进行补贴，以实现装机的快速发展。“但是其他光照一般、财力也一般的省份，恐怕就得等一等了。”
由于相关的细节不够详细，有的运营商在看好中国光伏未来发展前景的同时，目前只是选择观望。一家专注海外光伏应用市场的运营商负责人表示，“在海外长期运营后，再深入中国项目中，突然发现中国的衔接流程有很大的问题。比如说青海说电价1.15元/度，这时我是投还是不投？补多少年？电网公司能否在动工前与运营商签订上网协议？电力公司怎么拿到钱，并最终返还给运营商？还有最后发票能不能开出来？这些都是非常实际的问题。”
一位知情人士透露，“应该是一个简化版的过渡性的政策。”
上述人士称，政府做这个事情的时候就是一个权宜之计。近一段时间，地方经常找国家发改委和能源局，要电价，找得它们都不堪重负了。于是就先出个临时性政策再说，接下来再摸着石头过河。因为不管怎么样，最后还有审批的权限呢，封住口就是。
“这个政策出得是对政府无比有利的。它永远也不会吃亏。因为它没有承诺什么，给出了电价，但是没有给出补贴这个电价的时限，而且还说随时可以下调。”上述人士称。
另有知情人士称，在2009年前有一段政策空当期，地方政府也可以批准光伏项目。有些企业为了跑马圈地，不惜投出0.3-0.4元每度的超低电价。然而实际运行中这些企业又不断亏损，于是又到国家发改委“求爷爷告奶奶”希望上调电价。
不过，王海生称，政策出台的大背景是，之前大家都在抱怨缺乏一个政策，现在政府就推出这个政策，然后看市场的反应。如果有问题，再调整。如果市场过度火爆，那么肯定会下调。
“这个政策本身就留了不少余地，而且留得很狠。这不像德国，德国规定了每年下降多少。中国的政策是‘可能下调’，但是下调多少，达到什么条件下调，什么都没说，不确定性非常大。一旦突然变化，市场参与者是一点办法也没有。”王海生称。
五大电力集团得利
通知出台后，凡是与光伏相关的股票几乎出现了普涨。不过业内人士分析认为，上游的制造业未来获利有限，真正利好的实际是下游的光伏运营企业。
“中国的买主，就是这些电力集团，最擅长的事情就是压价了。”王海生称，“对设备企业而言，量有多大，是非常关键的。但中国市场的体量并不大，今年估计只是占到全球5%的水平。即使明年放量了，也起不到多大的拉动作用。而价格又有这么大的压力，同时具有很高的不确定性，因此对设备企业来说促进是不大的。”
王海生认为，“在中国能够拿到项目肯定大部分是像五大电力集团这样的国有能源企业，但是每个光伏电站的装机都是相对较小的。它们不太会完全靠自己的力量来做，而是跟组件厂或者开发商合作。你们开发，我来收购。这种模式能够参与得上的企业，就能够盈利。因为建设电站的人可以压上游的价格，同时最后卖出时得到一个可以接受的价格。而它要付出的资本，总体上是可控的，所以建设方是最有利的。”
王海生打了一个比方，光伏产业链各个环节，随着进口替代完成，都在走向过剩。光伏是半导体技术的低端应用，也就是做分米级的PN结。没有特别的技术门槛。“如果光伏制造如家电，电站开发就是当年的苏宁。”
不过即使如此，运营商要想拿到项目也不是那么简单。一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人称，青海的情况是当地发改委直接把项目划给几大电力和能源公司的。民营企业只能是通过各种合作的方式参与这些项目。“感觉这些大项目，发改委还是喜欢和大央企做。民营公司要做第一手合作还是很难。其实民营有好的技术和资金。比如青海这个项目，企业开会通知是怎么通知的？有几家民企接到通知了呢？”
一家组件产能全球前十的组件企业的相关负责人也坦承，他们很看好青海的光伏发展前景。但是他们在这一市场并未取得突破。
电价附加或上调
据中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人称，如果中国光伏市场真正开启，资金可能会有些问题。
“不光光伏，还有风电、生物质发电。发展迅猛，肯定会造成可再生能源附加电价收上来的钱不够平衡。有两种办法，一种是有多少钱，办多少事，收上来多少，就批多少项目。还有就是上调附加征收标准。但这得考虑更多的因素，比如对国民经济运行压力，比如对物价上涨的影响。这个得宏观决策部门来研究了。”上述人士称。
王海生给出的初步判断是，“可再生能源电价附加的每度电4厘钱是肯定不够的。未来肯定要加。现在连风电都不够了。去年风电是500亿度。每度补0.3元就是150亿。但去年按照4厘钱每度，发了3亿度电，去年的可再生能源电价附加收入差不多是120亿，已经有些缺口了。我们估计今年风电装机容量会再增2000万千瓦，这是很不得了的数字，因此缺口会更大，更别说光伏还要新增一块。所以肯定要调。”
不过，也有业内人士分析，销售电价上涨1分钱都是非常大的事情。电是每个人都会用的，上调会增加通胀压力，因此政府会比较谨慎。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201108/02/268685.html
