可再生能源补贴 2021年或将全面取消
数据显示,截至2018年底,我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%,其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息,2019年上半年,我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦,较去年同期增长9.5%。其中,水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦);风电装机1.93亿千瓦;光伏发电装机1.86亿千瓦;生物质发电装机1995万千瓦。
不过,根据中电联最新发布的数据,2019年1月份-8月份,我国新增光伏装机为1495万千瓦,比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来,导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变,以及由此导致的政策推出时间延迟,而其中根源问题之一,在于可再生能源发电补贴资金缺口较大;且随着可再生能源发电成本的大幅下降,陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。
事实上,此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确,到2021年,陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。
以光伏为例,据相关媒体报道,目前,“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段,而鉴于此,业界推测,2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。
根据财政部公布的数据,按照相关办法,2012年以来,财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元,其中2019年安排866亿元。
财政部介绍,一方面,对于新增项目,一是积极推进平价上网项目,目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单;二是调控优化发展速度,加大竞争配置力度,明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置,优先建设补贴强度低的项目,有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施,新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元,在局部地区已经低于煤电标杆电价;新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元,通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施,可以有效降低新增规模项目所需补贴资金,缓解补贴缺口扩大趋势。
另一方面,对于存量项目,一是拟放开目录管理,由电网企业确认符合补贴条件的项目,简化拨付流程;二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求;三是与税务部门保持沟通,进一步加强可再生能源电价附加征收力度,增加补贴资金收入。通过上述措施,可逐步缓解存量项目补贴压力。
国家电网补贴项目:集中式风电项目数量为30个,核准/备案容量为2180.7兆瓦;集中式和分布式太阳能发电项目数量分别为60个、123个,核准/备案容量分别为1887.79兆瓦、43.71兆瓦;集中式生物质发电项目数量为13个,核准/备案容量为262兆瓦。具体项目明细应到国家电网官网查询。
法律依据:
《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》第一条抓紧审核存量项目信息,分批纳入补贴清单。纳入补贴清单的可再生能源发电项目需满足以下条件:
(一)符合我国可再生能源发展相关规划的陆上风电、海上风电、集中式光伏电站、非自然人分布式光伏发电、光热发电、地热发电、生物质发电等项目。所有项目应于2006年及以后年度按规定完成核准(备案)手续,并已全部容量完成并网。
(二)符合国家能源主管部门要求,按照规模管理的需纳入年度建设规模管理范围内,生物质发电项目需纳入国家或省级规划,农林生物质发电项目应符合《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》(国能综新能〔2016〕623号)要求。其中,2019年光伏新增项目,2020年光伏、风电和生物质发电新增项目需满足国家能源主管部门出台的新增项目管理办法。
(三)符合国家可再生能源价格政策,上网电价已获得价格主管部门批复。
1、备案流程简化
根据国能新能〔2013〕433号、国家电网财[2013]2044号文,分布式是光伏项目的前期工作和并网办理流程大大简化。
1)免除发电业务许可、规划选址、土地预审、水土保持、环境影响评价、节能评估及社会风险评估等支持性文件
2)个人项目由电网公司代备案
自然人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目,由当地电网企业直接登记并集中向当地能源主管部门备案。
2、建设并网手续最简化
根据国家电网财[2013]2044号文,分布式是光伏项目的并网办理流程大大简化。
1)鼓励地市级或县级政府结合当地实际,建立与电网接入申请、并网调试和验收、电费结算和补贴发放等相结合的分布式光伏发电项目备案、竣工验收等一站式服务体系,简化办理流程
2)由地市级或县级电网企业按照简化程序办理相关并网手续,并免费提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务
3、不受规模指标限制
根据《关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》(发改能源[2016]1163号),光伏项目的备案被分为三类:
普通光伏项目和领跑者项目,都要采取竞争性配置的方式获得规模指标。
屋顶项目不分“自发自用、余电上网”还是“全额上网”,都不限指标。
4、屋顶预留有要求
为了解决屋顶难找的问题,地方政府也在想办法解决。很多地方政府都对下辖的现有建筑、新建建筑的标准作出规定,提出要按照分布式光伏的标准考虑。
对于现有建筑屋顶,全国9个省/市/县(北京市、南昌市、太原市、杭州市、富阳市、德清县、龙游县、江山市、安吉县)规定下辖区域内,已有企业年综合能耗达到1000~5000吨标煤等不同标准时,政府鼓励或强制要求在屋顶上安装光伏发电项目。
对于新建建筑屋顶,全国18个省/市/县(合肥市、洛阳市、无锡市、镇江市、南昌市、太原市、浙江省、杭州市、德清县、嘉兴市、温州市、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、绍兴市、安吉县、丽水市)规定下辖区域内,新建建筑屋顶面积达到1000~3000等不同标准时,政府鼓励或强制要求屋顶按照安装分布式光伏项目的要求进行同步规划、设计、施工和验收。
5、国家、地方补贴高
除了国家补贴以外,全国很多有实力的省、市、县,在国家补贴的基础上又出台了地方补贴
据不完全统计,目前,全国共9个省(北京、山东省、江苏省、江西省、河北省、上海市、吉林省、湖南省、浙江省)有省级单独的度电补贴10个地级市(合肥市、南昌市、商洛市、杭州市、宁波市、嘉兴市、温州市、绍兴市、衢州市、丽水市)有市级单独的度电补贴12个县级单位(萧山区、富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、瑞安市、乐清市、永嘉县、龙游县、江山县、余姚市)有县级单独的度电补贴。
全国共2个省(江西省、陕西省)、4个市(无锡市、合肥市、嘉兴市、绍兴市)、8个县(富阳市、建德市、德清县、安吉县、洞头县、永嘉县、龙游县、江山县)给予初始投资补贴。
6、补贴结算有保障
国家可再生能源补贴实行由电网企业按月转付补贴资金的制度。
当可再生能源附加不足时,优先发放分布式光伏项目的补贴而且,自然人投资的分布式光伏项目,补贴由电网公司垫付。
另外,在刚刚颁布的《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》中,未把分布式光伏项目纳入绿证范围之内。可见,国家计划在地面电站领域,用市场化的手段解决补贴问题然而,在分布式光伏领域,将仍然采用可再生能源附加的形式来解决。由于绿证价格低于可再生能源附加,因此,分布式光伏项目的补贴保障性更强!
7、电量可计入节能量
根据《“十三五”节能减排综合工作方案》,到2020年全国万元GDP能耗要下降15%,各企业节能压力大。
然而,根据各地的分布式光伏政策:企业建设自发自用的分布式光伏项目,使用的分布式光伏项目产生电量,可计入企业的节能量。
8、不参与竞争售电
在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)中,对于分布式电站的提法:
(五)稳步推进售电侧改革,有序向社会资本放开售电业务。
18、多途径培育市场主体。
允许符合条件的高新产业园区或经济技术开发区,组建售电主体直接购电鼓励社会资本投资成立售电主体,允许其从发电企业购买电量向用户销售允许拥有分布式电源的用户或微网系统参与电力交易鼓励供水、供气、供热等公共服务行业和节能服务公司从事售电业务允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场,从事售电业务。
同时,根据电改系列文件中的配套附件4《关于有序放开放用电计划的实施意见》:
三、建立优先发电制度
(一)优先发电基本内容。
优先发电是指按照政府定价或同等优先原则,优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障,拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障,目前不参与市场竟争。
(二)优先发电适用范围。
为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度,纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电。
光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段
让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”,终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日,国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至,表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。
中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经,在宏观政策引导下,中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段,由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下,中国光伏产业将会进一步加强技术创新,加快提质、降本、增效的步伐,以求尽快地实现全面平价上网。
平价上网趋势日显
随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大,光伏建设成本和发电成本不断下降,光伏平价上网成为可能。
发电成本方面,水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示,自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来,平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后,第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价,比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时,其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时,已低于当地燃煤标杆电价。
建设成本方面,2018年第四季度,新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。
易跃春认为,光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方,现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。
刘译阳表示,由于产品价格和投资成本的快速下降,我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年,“5·31”新政之后,国内新增装机仍能保持一定规模。
2018年,国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整,全年光伏发电新增装机4426万千瓦,仅次于2017年新增装机,为历史第二高。其中,集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦,发展布局进一步优化。到12月底,全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦,其中,集中式电站12384万千瓦,分布式光伏5061万千瓦。
李创军强调,2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。平均利用小时数1115小时,同比增加37小时光伏发电平均利用小时数较高的地区中,蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。
李创军指出,2018年,全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时,弃光率同比下降2.8个百分点,实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃,其中,新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时,弃光率16%,同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时,弃光率10%,同比下降10个百分点。
光伏行业补贴缺口大超过600亿元
光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时,可有效促进度电补贴的下降,缓解补贴资金收支缺口。
因广受国家补贴,光伏产业受到“巨婴症”的指责,国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示,2018年,我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元,其中光伏行业缺口超过600亿元。
为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源,自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后,再未做调整部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。
另一方面是支出超出预期。2018年,全国光伏发电装机达到174.5GW,提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中,集中式电站123.84GW,分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高,补贴需求增大。
多位接受第一财经记者采访的业内专家认为,对于已经颁布的政策还需承担履约责任,补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心,引发行业发展危机。
借鉴可再生能源发展较好的国家,可再生能源发展到一定阶段,补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税,电力消费者买单另一方面政府调低了补贴。
业内人士认为,可再生能源补贴逐步退坡,最终实现平价上网,更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网,可以突出风电、光伏变动成本低的优势,在风大和光照充足的区域,风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权,这将在一定程度上降低弃风弃光率,同时降低整体电力市场交易价格,使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”,应设计合理退坡机制,以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展,避免大起大落。
2019年1月,财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是,先保证补贴的年度收支平衡,再考虑累计缺口如何应对。
按照有关规定,可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征,并向有关可再生能源发电企业发放。
国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示,征收方面,可再生能源电价附加随终端售电量收取,收取标准为1.9分/千瓦时,国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前,电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加,但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量,有的不通过电网企业上缴,情况不太清楚。
发放方面,电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额,提前向财政部申请补贴资金,今年3月初,它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业,电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年,财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目,电网企业将积极配合做好工作。
新能源消纳“天花板”仍存
可再生能源利用率在2018年显著提升,弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时,全国平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。
但值得关注的是,部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区,其中,新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时,弃光率16%,同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时,弃光率10%,同比下降10个百分点。
业内人士认为,新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题:本地负荷低于新能源装机容量,电力供大于求系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够外送通道容量受限。此外,部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策,制定了低于国家规定的新能源保障小时数,影响企业收益。
由于光伏具有随机性与波动性的特点,传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示,需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。
具体来说,以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究,统筹源-网-荷协调发展,统筹大规模清洁能源发展、消纳问题,推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡,促进清洁能源健康可持续发展加快推进特高压工程建设,确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围,促进清洁能源消纳构建全国统一电力市场,加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间
展望2019年,刘译阳表示,尽管新的补贴政策尚未出台,但是“稳中求进”的发展思路已经确定,中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上,预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳欧洲市场老树新芽,可能会出现较大幅度增长新兴市场正在快速崛起,越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。
更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。