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光伏58号文存废悬疑:上下游企业立场针锋相对

  • 发布时间:2015-06-29 00:00:00  来源:中国经济网  作者:佚名  责任编辑:罗伯特

  今年7月,中国或将面临美国第一轮光伏“双反”的复审终裁。其确定的税率高低将决定中国光伏产品在美销售状况,甚至影响全球光伏市场。

  中国手中也握了一张“牌”。去年8月,商务部和海关总署联合发布“58号公告”,封堵以加工贸易方式规避“双反”的行为。

  中美两国贸易博弈的同时,国内光伏行业也因错综复杂的利益关系而争斗:或将受益于封堵政策的上游企业要求继续封堵,依赖于加工贸易的下游企业则力主放开。

  作为中国新能源的代表,光伏产业近年尽管发展势头迅猛,但对外受制于“双反”争端,对内也丢不掉补贴的拐杖,融资难、上网难等老问题尚难得有效求解。

   “58号公告”存废悬疑

  美国即将对中国光伏产品第一轮“双反”进行复审终裁,中国商务部的“58号公告”也将真正开始发挥效力,中美各拿一张牌。

  文/《财经国家周刊》记者 范若虹

  月底,商务部3号楼的一间会议室里,在主持人商务部对外贸易司司长张骥面前,光伏上下游企业代表针锋相对,不无“火药味”。

  上游企业要求,继续执行2014年的“58号公告”,封堵多晶硅加工贸易进口,保护中国多晶硅产业的合法权益。

  下游企业则力挺重新放开多晶硅加工贸易进口,理由是过度保护会阻碍国内行业进步并影响国际竞争。

  2014年8月14日,中国商务部和海关总署联合发布《关于暂停太阳能级多晶硅加工贸易进口业务申请受理的公告》,即“58号公告”,自2014年9月1日起关上进口受理大门。该公告意在封堵以加工贸易方式规避“双反”的行为。

  国内光伏企业对此分歧甚大,受益于封堵的上游和依赖于加工贸易的下游各执一端。

  更为复杂的是牵涉到中美贸易博弈。

  58号公告延续与否,直接关系到美国多晶硅产品出口中国的情况。一个重要的时间点即将到来。2011年美国对中国出口的太阳能光伏产品发起第一轮“双反”调查,预计今年7月会针对此次案件作出复审终裁。在此情况下,58号公告去留便成为一个悬疑。

  经历两年多的低谷期,中国光伏产业从2013年底开始回暖。同期,美国光伏应用市场增速较快,但由于遭遇美国的两轮“双反”制裁,中国光伏产品在美国市场的销售受到较大影响。如果复审终裁将“双反”税率降低,无疑利好中国光伏行业。

  工信部电子信息司副司长彭红兵向《财经国家周刊》记者介绍,不久前,中美两国进行了“中美战略与经济对话”的前期接触。在贸易问题上,中国提出希望中美两方都慎用贸易救济措施,言外之意是建议双方都退一步。

  “58号公告只是暂停多晶硅加工贸易,政府可以随时取消公告,重新放开。”商务部研究院对外贸易研究所所长李健对《财经国家周刊》记者说。

  不过,据《财经国家周刊》记者了解,美方在前期接触中要求中方取消58号公告,却未谈及让步或交换的可能性。如果美方不退一步,中方很可能就要“保持政策的一致性”。

   “双反”漏洞

  2011年,美国最早对中国光伏发起 “双反”。2012年,欧盟继之,发起对中国下游光伏产品210亿欧元的贸易诉讼,成为欧盟有史以来最大的反倾销案件。

  作为反制措施,2014年1月20日和5月1日,中国分别对自美国、韩国以及欧盟进口太阳能级多晶硅采取贸易救济措施。

  在彭博新能源财经光伏行业分析师王潇婷看来,中国的“双反”效果有限。

  海关数据显示,2014年中国多晶硅总进口量达到破纪录的10.2万吨,同比增长了27%。2015年进口继续增长, 1~4 月累计进口3.8万吨,同比增长29.4% 。

  与此同时,中国市场多晶硅现货价格从2014年5月的均价16.5万元/吨,一直呈单边下跌的态势,到2015年5月份已跌至11.6万元/吨,同比下跌幅度接近30%。

  中国有色金属协会硅业分会分析师刘晶对《财经国家周刊》记者解释,中国出台“双反”措施后,国外的多晶硅通过加工贸易进口的方式来规避制裁,惩罚性关税未得到执行。另一方面,58号公告从发布到执行有半个月的空当期,刺激了多晶硅的突击进口,价格随之大幅下降。

  自改革开放以来,中国一直对加工贸易实施保税进口、出口核销的鼓励政策,对进口原材料免征关税和增值税。而中国占据了全球多晶硅市场77%的份额,任何一个多晶硅厂商都不会放弃这个“兵家必争之地”,不会放弃任何“漏洞”。

  李健说,加工贸易是规避贸易救济措施的“漏洞”,原则上属合理合法。

  为了补漏,2014年8月,商务部和海关总署联合发布58号公告,暂停了多晶硅加工贸易进口。但在公告出台日到执行日的半个月空当期内,各地突击放行了总量超过10万吨多晶硅加工贸易订单。

  在李健看来,58号公告之所以留下空当期,应是各方利益博弈的结果。

  2014年,多晶硅加工贸易在美国、韩国、德国多晶硅进口量中占比分别为87.6%、69.1%和59.1%。通过加工贸易方式进口到中国的多晶硅创了历史新高,同比增加 35.8%。

  刘晶表示,在空当期内,进口多晶硅现货价格低于国内同等级产品0.5~1万元/吨,国内硅料企业不得不降价以对,导致企业竞争力下降,面临生存危机。

  国内硅料产量排名第三的洛阳中硅副总经理毋克力向《财经国家周刊》记者介绍,洛阳中硅的现金成本在12万元/吨,相比与目前市场价格是11.6万元/吨,现金流已为负。同时,多晶硅企业正常的库存量应该在一个星期左右,洛阳中硅目前库存量已逼近两个月,企业最多还能支撑一年左右就面临关停的风险。

  据多位业内人士介绍,58号公告空当期内签署的合同最长执行期只有一年,将在2015年8月底前全部执行完毕,国内光伏上下游企业便开始了新一轮对相关政府部门的“游说”。

  上下游矛盾

  4月30日,西安隆基硅材料股份有限公司(下称隆基股份)向商务部呈报了《关于恳请保障多晶硅加工贸易持续发展,促进我国光伏转型升级引领的请示报告》,提出反对限制多晶硅加工贸易进口。

  其理由是,国内的多晶硅产量不能满足国内下游企业的需求,且国内多晶硅的质量与国际大企业的质量还有差距,尤其是目前国内用于生产N型单晶硅片的硅料质量还不稳定,必须进口。更为重要的是,国内多晶硅企业已拥有较高的毛利率,限制进口会进一步带来国内企业抬高价格,甚至形成1~2家垄断大企业,进而使国内下游企业要么陷入亏损,要么选择加速海外建厂。光伏下游产业产值2000亿元,年出口额150亿美元,并容纳大量就业,如果撤离,将影响巨大。

  隆基股份是目前全球最大的单晶硅片制造商,年产能为3吉瓦,由于硅料占到硅片成本40%左右,因此原材料价格的波动对其利润有很大影响。

  5月25日,隆基股份的上述报告又形成第二稿,署名的企业新增了目前全球排名前列的光伏组件制造商天合光能、英利,以及处于产业链中游的天津中环半导体股份公司和镇江环太硅料科技公司。

  上游的陕西有色金属集团和陕西天宏瑞科硅业也名列其中。业内人士介绍,陕西天宏瑞科是陕西有色金属集团与美国多晶硅厂商REC Silicon合资建立的公司。

  隆基股份战略总监夏爱民对《财经国家周刊》表示,5月25日的报告,联合了光伏上中下游企业,体现了光伏行业的整体利益。

  来自光伏上游的一二线多晶硅厂商,如保利协鑫、大全新能源、特变电工、洛阳中硅等,则力主继续限制多晶硅加工贸易进口。

  保利协鑫副总裁吕锦标对《财经国家周刊》记者表示,下游企业有关国内多晶硅产量的担忧没有必要。关闭加工贸易仅影响“双反”税率较高的美国多晶硅进口,由于韩国税率较低,德国采用价格承诺,依然可以继续从其进口。2014年中国从美国进口量为2万吨,这部分缺口完全可以通过国内产量的增长弥补。

  中国有色金属协会统计数据显示,2014年中国国产多晶硅13.5万吨,进口量10.2万吨;2015年,保利协鑫、特变电工等国内多晶硅企业的新增产能将会相继投产,预计今年总产能将达到21万吨,产量超过16万吨。也就是说,2015年增产的2.5万吨可以覆盖2014年自美国的2万吨进口量。

  吕锦标还表示,目前保利协鑫和特变电工的技术能力可以供给质量要求最高的N型单晶硅片的硅料。这部分硅料全年需求量8000吨,占国内全部多晶硅用量的4%,进口量占目前多晶硅进口总量的10%,影响范围并不大。

  针对隆基股份所言的上游企业毛利率较高,彭博新能源分析师王潇婷认为,考虑到上游企业较高的设备成本,其盈利状况并不乐观。

  彭博新能源财经的数据显示,今年国内前四大多晶硅生产企业包含了日常摊销的现金成本,保利协鑫为15美元/千克,大全12.5美元/千克,特变电工和洛阳中硅18美元/千克,其他的多晶硅生产商成本则在18~20美元/千克左右。而6月上旬连续5个工作日的国内多晶硅平均市场价格为16.11美元/千克。可见在目前价格下,大部分多晶硅企业告亏。

  盈利状况正是上游企业力主继续封堵的一大原因,下游企业则希望价格越低越好。但据王潇婷分析,考虑到目前多晶硅价格已低于大多数国外厂商的成本,即便58号公告立即取消,美国多晶硅继续通过加工贸易出口到中国,价格也会拉升,因为没有哪个企业愿意长期赔本销售。不过,全球供应格局决定了价格回升的程度有限。

  2014年全球多晶硅总产量30.4万吨,可供生产55吉瓦的多晶硅产品,全球实际用量为43吉瓦, 形成了12吉瓦的库存。2015年全球总产量预计35万吨,可供生产65吉瓦的多晶硅产品,预计全年总需求量在52~58吉瓦之间。多晶硅产品供过于求的局面非常明显。

  多位业内人士表示,多晶硅已形成全球竞争格局,不会在中国出现价格垄断,也不会长时间因为进口损害国内企业利益。政策对于价格波动有一定影响,但价格最终由市场总供求关系决定。

  各拿一张牌

  “无论58号公告延续还是取消,上下游企业都不会遭遇生死存亡的威胁。”王潇婷说,“但大家还是要争,政策有偏向总比不偏向要好。”

  吕锦标表示,下游光伏企业此前利用58号公告大肆压价,先通知国外厂商58号公告即将执行,尽可能地压低进口价格,接着告诉国内多晶硅企业,58号文即将在他们的要求下取消,加工贸易还会延续,逼迫国内多晶硅企业不断降价。

  下游企业试图压低进口价格还有一个难言之隐。特变电工新疆硅业有限公司副总经理甘新业向《财经国家周刊》记者介绍,早在2009年之前,大量下游企业与国外厂商签订了长单合同,以高昂价格锁定了8~10年的多晶硅进口量,目前压价则可部分平衡自己多晶硅原料的总体成本。

  2008~2012年,多晶硅市场价格经历了从300美元/千克到20美元/千克的断崖式下跌,但许多中国企业在前期签下长单。据公开报道,破产的无锡尚德,巨额债务中很大一部分就因这样的长单。天合光能在2011年初或更早时期签署的长单合约为146亿美元,执行期限为2012~2020年。欧洲最大的多晶硅企业德国瓦克公司也曾在其公告中表示,2014年一季度得到一笔长单合约解除赔付款,总金额高达1.14亿欧元。

  据了解,目前德国瓦克出口到中国的多晶硅平均价格为20美元/千克,而市场价为16美元/千克左右。可见仍有部分中国企业在履行与德国瓦克的长单。

  天合光能媒体总监叶超对《财经国家周刊》记者说:“我不清楚企业是否还有与国外企业的长单,但58号公告涉及的核心问题并非长单,而是企业议价权。”

  他表示,如果取消58号公告,天合可以通过自己有少量的硅片产能,加之从国外通过加工贸易进口来保障自己的议价能力。如果不取消,多晶硅仅能通过一般贸易方式进口,至少要支付4%的关税,与国内上游企业的议价能力将削弱。

  受制于政策影响的,除了国内上下游企业,自然还有国外厂商。

  据业内人士介绍,早在2012年中国宣布对美欧韩多晶硅产品进行“双反”立案时,美国多晶硅厂商REC SiliconREC就开始与中国企业接洽,谋求在中国建厂。2012年10月,REC就拜访了陕西有色金属集团。直到2014年2月,REC才正式宣布与陕西有色集团签署协议,启动2万~3万吨的多晶硅项目合资公司,合作建设的世界先进水平的流化床法多晶硅生产线。

  在工信部电子信息司副司长彭红兵看来,REC在中国建厂,一直都是跟着“双反”的步调在走。该项目是否将最先进的多晶硅生产技术搬到中国也存在不确定性,因为此前国外在多晶硅技术设备出口方面对中国一直都有保留。

  中国有色金属协会副会长赵家生对《财经国家周刊》记者表示,光伏上下游企业不应该互相埋怨、指责和拆台,要形成一个利益共同体,以完整的产业链参与国际竞争。

  无论企业之间如何斗争,政策的主导权还是掌握在政府手中——而且贸易政策还得看对手如何出招。

  中国机电商会法律部主任陈惠清告诉《财经国家周刊》记者,2015年7月,美国将对中国光伏产品第一轮的双反进行复审终裁。此时,美国的多晶硅加工贸易订单也基本执行完毕,58号公告将真正开始发挥效力,以后要出口到中国必须缴纳高额关税。这等于中美双方各拿一张牌,并有坐下来谈判的机会。

  58号公告这张牌怎么打?王潇婷判断:“中国的政策具有可预期性,一般是别人进一步,中国进一步;别人退一步,中国退一步。”

   全面代工为时尚早

  只有拥有强大的技术储备和持续的创新能力,才有可能做到全面代工、轻资产运作。

  文/《财经国家周刊》记者 范若虹

  前几年光伏低迷之际,台湾代工巨头富士康高调宣布进入光伏行业,并在山西、江苏、广西等地有所动作。

  2015年4月,内地光伏龙头英利绿色能源开始尝试“众包”模式,即拿出铸锭硅片环节一条100兆瓦产能的生产线,进行代工运营。

  国际上类似案例也屡见不鲜。美国Sunpower 公司一直通过大型电子服务企业Flextronices和Jabil代工,日本夏普则相继关停其欧洲和美洲工厂,将生产委托给中国大陆企业生产。

  英利首席财务官王亦逾对《财经国家周刊》记者表示,光伏组件已成为传统工业品了,企业只需要掌握电池和铸锭的核心技术,剩下的制造部分完全可以进行代工,光伏制造必然像苹果手机一样走向轻资产运作模式。

  但在更多业内人士看来,英利选择“众包”模式有其负债率过高的原因,其他选择代工者也多基于规避“双反”的考虑。从整个中国光伏行业来看,缺乏独到的核心技术这一前提,全面代工还为时尚早。

   规避“双反”

  中国光伏行业协会最新报告显示,2014年的国际光伏组件市场价格在0.62美元/瓦左右。而在2008~2009年,市场行情动辄高达4美元/瓦。

  光伏制造技术升级和竞争加剧带来价格下降,毛利率也直线降低,行业平均毛利率已从2008年的50%左右降至目前的10%~15%。

  王亦逾认为,利润不断减少,必然带来制造方式的改变。2014年,在市场激烈竞争下,一些大型光伏企业为了降低成本,保留技术先进的生产线,关停成本较高的生产线,将多余订单委托给第三方代工。

  除了找国内代工,还有部分制造企业开始“走出去”到国外寻找代工厂。国内一线光伏制造企业昱辉阳光已在7个国家与11家制造厂建立了长期代工关系,代工组件产能1.1吉瓦,约占公司总产能的一半。

  昱辉阳光的海外代工模式从2012年开始。主要目的是,应对欧美针对中国光伏产品的贸易战,并且先后在印度、波兰、南非、马来西亚设立了代工厂,运营流程是中方人员设计,从当地供应商手中采购原材料,境外生产,当地销售。

  无独有偶。今年5月6日,天合光能宣布将投资1.6亿美元,在泰国建设年产能700兆瓦光伏电池和500兆瓦光伏组件的项目,预计于2015年底或2016年初正式投产。

  5月26日,另一家中国光伏一线品牌晶科能源宣布,其在马来西亚投资1亿美元建设的工厂已投产,分别拥有500兆瓦电池片和450兆瓦组件产能。这是继晶科此前在南非和葡萄牙的组件工厂之外的第三家海外工厂,也是规模最大的一家。

  晶科能源全球品牌发言人钱晶对《财经国家周刊》记者表示,这家工厂设在马来西亚槟城,当地政府对其非常重视,并给予了相对中国内地更具吸引力的税收优惠,同时当地电力供应和配套基础设施也比较完善。

  尽管海外代工已蔚然成风,但钱晶表示,目前晶科能源“走出去”的目的是为了规避欧美“双反”,同时也看重东南亚光伏新兴市场的潜力,但大规模海外代工还不现实。

  她认为,马来西亚虽然相对于一些国家来说投资环境较好,但在供应链配套方面还无法跟中国相比,中国作为全球光伏制造基地的地位仍然无法撼动。

  昱辉阳光首席执行官李仙寿也曾公开表示,其海外代工成本要比在国内生产成本每瓦高出一美分。只有当中国的光伏组件遭遇贸易壁垒时,海外代工的产品才有竞争优势。

   技术瓶颈

  代工模式的前提是掌握核心技术。但在工信部电子信息司副司长彭红兵看来,中国光伏企业目前不具备颠覆性技术。

  他对《财经国家周刊》记者介绍,2012年前,光伏电池的转换效率每年可提高0.5%,随后,整个产业技术进入成熟期,各家企业在技术上略有差距,但都是在主流技术上修修补补,没有颠覆性的技术产生。这决定了目前各家光伏企业的成本差距很小,提高盈利能力的办法主要还是靠规模效应。

  光伏组件成本主要由硅料成本和非硅成本构成。目前,硅料的价格已降至0.09美元/瓦,几乎无下降空间。非硅成本则取决于辅材、供应链管理和采购议价能力,等等。

  从英利、天合和晶科披露的2014年数据可以看出,非硅成本都在0.36美元/瓦左右,相差无几。各大光伏企业为了摊薄成本,不断扩产。依靠规模效应,不轻易放弃自己的产能。

  2014年,中国组件总产量35.6吉瓦,同比增长30%,约占全球产量的68.5%。其中,几家大的光伏企业天合、阿特斯、晶科,出货量同比增加41.8%、63.4%和52.3%。

  一位业内人士表示,英利之所以选择“众包”模式,是因英利目前的负债率已超过95%,英利采取的全产业链发展模式占据大量的现金流,“包”出去是不得已而为之。

  上述人士分析,英利硅片年产能有3吉瓦,在规模化生产模式下成本较低,“众包”出去的100兆瓦产能,不会比英利本身的效率更高。

  晶科能源全球品牌发言人钱晶也表示,苹果公司申请专利的技术有上千种,真正投入量产的只有一种,这保证了苹果一直拥有强大的技术储备和持续的创新能力。只有类似这样的企业才有可能做到全面代工、轻资产运作。中国光伏离全面代工时代还非常遥远。

  丢不了的补贴“拐杖”?

  对光伏产业而言,削减、取消补贴是一场有益的冷水浴?

  文/《财经国家周刊》记者 刘俊卿

  由于光伏发电成本高于传统能源,因此世界各国在其发展初期都给予适当补贴。中国也不例外,对地面光伏电站和分布式光伏分别实行标杆电价和直接补贴。

  但不断攀升的装机量已使得补贴资金捉襟见肘。何时能像德国等先行国家取消补贴,成为一个疑问。

  2014年全国能源工作会议曾释放信息,探索形成符合实际的分布式光伏商业模式,逐步降低发电成本,力争2020年光伏发电实现用户侧平价上网。

  中国可再生能源学会光伏专委会副主任、国家发改委能源研究所研究员王斯成对《财经国家周刊》记者谈了他的判断:到2025~2030年,光伏有望在发电侧实现平价上网,届时补贴有望削减,甚至取消。

  沉重的补贴

  现行光伏补贴政策依据,为2013年国家发改委发布的《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》。

  对于光伏电站,根据各地太阳能资源条件和建设成本,全国分为三类资源区,分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。对分布式光伏发电项目,实行按照全电量补贴的政策,补贴标准为每千瓦时0.42元。

  “光伏补贴应按照产业需要和对投资者吸引情况来确定,多了少了,都不合适。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对《财经国家周刊》记者说。

  光伏补贴主要来源是可再生能源发展基金,该基金包括可再生能源发展专项资金和向电力用户征收的可再生能源电价附加收入。

  但近年来,随着我国光伏等可再生能源的迅速发展,可再生能源发展基金已不足以支付补贴所需。面对补贴资金缺额拖欠可能对整个可再生能源产业健康发展产生不利影响的现实,国家将可再生能源电价附加征收标准从2006年的每千瓦时0.1分钱逐步提高至2013年的1.5分钱,7年间上涨到15倍。即便如此,筹集的资金仍难以满足需要。

  一位不愿具名的知情人士透露,当前,拖欠光伏发电补贴已超过50亿元,今年仍将面临资金缺口。

  国家发改委人士表示,2012年以前拖欠的107亿元补贴,已通过财政拨款和近年基金少量结余进行补发,但当前全社会用电量增速放缓,征收增量不及需求增量,可再生能源电价附加征收标准或将再次上调。这无疑将再次增加全社会用电成本。

  削减难题

  2014年光伏发电量仅占全国总量的0.46%,发展空间巨大。

  但当前光伏发电每千瓦时成本虽已降至0.7元左右,仍是国内大部分地区约每千瓦时0.38元脱硫煤电标杆上网电价的近两倍。显然,如果没有补贴,光伏电站就不具有投资价值。

  国家鼓励发展光伏电站,一个重要原因是欧美“双反”、出口受阻,需要解决上游产品消纳,促进整个产业链健康发展。换言之,补贴发电端也是扶持光伏制造企业。

  在现行补贴政策下,2014年,全国新增并网光伏发电容量1060万千瓦,仅使用了我国光伏组件产量的三分之一;分布式光伏在国家每度电补贴0.42元的背景下,也仅完成计划的26%,以至于部分光伏制造业大省不得不再从地方财政出资补贴。

  国家发改委能源研究所研究员时璟丽对《财经国家周刊》记者表示,短期内要实现光伏发电平价上网,单独依靠光伏自身成本降低很难。如果火电等电源通过核算外部成本,提高电价,光伏平价上网的进程就要快很多。

  然而,火电上网电价不但没有上升,反而在2014年8月下调。一位业内人士表示,这种以煤价下跌为理论基础的调价,背离了火电实际成本,非但不能促进光伏等可再生能源平价上网,还直接导致可再生能源补贴支出增加10%,近50亿元。

  “在火电等电源外部环境成本没计算纳入电价的情况下,凭什么要求削减光伏的补贴?”国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰对《财经国家周刊》记者说。

  小孩终归要长大

  喝着补贴的“奶”,光伏并非没有进步。国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰对《财经国家周刊》记者表示,近年来,以企业技术创新和产业发展为主体,关键技术研发、生产工艺水平取得很大进步,生产装备进一步国产化,光伏发电成本有所下降,为平价上网提供了基础。

  王斯成也认为,通过改变逆变器功率配比,对电站配置智能测光系统,加快高转换效率和长寿命的太阳能电池研发及产业化,降低电池产品成本,提升额定装机发电量,可以加快平价上网的进程。

  此外,通过技术创新能够降低多晶硅生产的能耗和材料损耗。比如,硅片切削成材率提高,厚底降低,提高电池和组件的产出率,都能够带动成本下降。

  2013年国家发改委在制定光伏电站标杆电价和补贴金额政策时,光伏发电系统成本为10元/瓦,如今已降低至8元/瓦左右。

  在一些业内人士看来,削减补贴对光伏产业来说并非是坏事,光伏产业市场化程度提高,将倒逼光伏企业进一步降低成本,提升效率,在竞争中实现有序健康发展。

  中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者表示,光伏产业发展初期补贴是必须,最终取消补贴也是必然。国家对光伏的补贴就像18岁前家长对小孩的抚养,最终小孩必须长大成人独立生活。

  扶不起的分布式光伏?

  政府力推分布式光伏,为何去年仅完成四分之一的政策目标?

  文/《财经国家周刊》记者 刘俊卿

  分布式光伏受到政府力推,但并未得到市场的追捧。

  国家能源局数据显示,2014年分布式光伏新增装机目标800万千瓦,实际完成205万千瓦,仅完成目标的四分之一。

  与地面大型光伏电站相比,分布式光伏发电应用范围广,在城乡建筑、工业、农业、交通、公共设施等领域都有广阔应用前景,同时装机容量小,便于就近消纳或并网。

  是故,2014年,国家能源局将分布式光伏发展目标调高于地面电站目标;2015年,国家能源局取消对自发自用分布式光伏项目的指标限制。

  但由于投资成本偏高、收益偏低等问题,分布式光伏落地效果欠佳。

  国家能源局新能源和可再生能源司副司长梁志鹏对《财经国家周刊》记者表示,我国分布式光伏发电市场潜力达300吉瓦(3亿千瓦),当前需要重点解决好政策落实,优化流程,实现毫无障碍的安装并网和补贴发放。

  下一步则是立足于本地消纳,建立地市级的分布式电力市场,确立分布式光伏发电企业的售电主体权利,优化利用,推动分布式光伏发展。

  政策遇冷

  湖南娄底华辉节能环保科技有限公司总经理蒋志华对《财经国家周刊》记者介绍,目前,国家给居民及企业自发自用分布式光伏0.42元/度的补贴,电网也免去了一切并网费用。不过,居民与企业对于投资建设光伏电站十分冷淡,缺乏积极性。

  态度冷淡主要源于收益性偏低。对于用户来说,每瓦8元的分布式光伏电站投资成本偏高,加之我国实行的是较低用电价格,需要8~10年收回成本。由于分布式电站采取余量上网,卖给电网企业的电价格参照脱硫煤电标杆上网电价确定,但煤炭价格持续走低,燃煤机组标杆电价处于下调趋势,导致分布式上网部分的电价收益减少。而且,国家发放0.42元/度的补贴,同时要征收17%的增值税。

  为了增强说服力,蒋志华在自己家屋顶建设了3千瓦的分布式光伏,但他与小区管理部门和供电局沟通后,两者都不同意。在娄底市发改委多次协调下,项目才最终被同意建设。

  麻烦接踵而至。电站建成后需要接入电网,当地电力局称,没有双向计量的电表。一个月后,电表才到达现场,但具体哪个部门负责安装并网,再次卡壳,又等了两个月。

  另一位分布式电站开发企业负责人也表示,他现在有三个项目已经准备给客户退钱了,实在太难开展。

  中国可再生能源学会副理事长孟宪淦对《财经国家周刊》记者说,屋顶产权共有、投资回报周期长、安装备案复杂、融资难等一系列问题,制约了屋顶资源的开发利用。

  今年4月国家能源局发布的电力建设工程质量专项监管报告指出,在分布式光伏发展较快的河北省,也存在规划指标落实慢、并网管理不规范、财税政策执行不到位的实际问题。

   第三方投资受阻

  自发自用积极性不高,第三方专业投资者也难有热情。

  海润光伏副总裁李红波对《财经国家周刊》记者介绍,分布式光伏单体装机量小,同样的装机量,要付出地面光伏电站近3倍的人力、物力。更为尴尬的是,将电站建在别人屋顶上,即便有合同约束,依然面临众多不可控风险。

  为了规避上述风险,部分投资方计划将“余电上网模式”改成更为稳定的“全额上网模式”,以便拿到1元/ 度左右的并网电价。不过,这一模式虽得到一些政策方人士的支持,却至今尚未落地,因为地方电网对全额并网模式态度“非常不积极”。

  在少量条件较好的地方,也出现了“屋顶争夺战”。慧能阳光电力科技有限公司CEO任凯告诉《财经国家周刊》记者,在中东部地区,自发自用或并网条件较好的屋顶资源越来越少,同一屋顶,数家企业在争夺,导致屋顶成本远远超出实际价值。

  2014年9月,国家能源局发布《进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》,提出利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设容量不超过20兆瓦的电站,列为就地消纳的分布式光伏电站。

  对于全额上网类分布式电站,政府采用了比一般审批程序简单的备案制,但实际上往往也不容易。

  “一个项目从地方能源管理部门递送到省能源局,并报到国家能源局,往往要三个月以上时间。”李红波说,除周期长外,部分地区要求对全额上网的分布式光伏电站进行环评,提出施工资质等具体要求,提高了进入门槛。

  融资难老问题也仍然存在。相对于地面大型光伏电站,银行对分布式光伏电站资产属性认可度低,如没有其他资产一同抵押,则不可能放贷。

  破局之道

  中国光伏行业协会秘书处江华对《财经国家周刊》记者表示,解决光伏电站建设瓶颈,应从新建建筑屋顶开始。

  具体办法是,对屋顶面积达到一定规模且适宜光伏发电应用的新建和改扩建建筑物,要求建筑业主和使用单位,自建或与专业化企业合作建设屋顶光伏发电工程,主动协调电网接入、项目备案、建筑管理等工作。在建筑物建设时增加光伏发电系统,相对于建筑物的投资,投入占比很小,便于用户接受。

  政府机关要率先垂范,带头安装,将可再生能源的利用纳入地方政府的业绩考核范围。加强对地方政府和地方电网企业的监督,以解决部分地区政府和电网企业消极怠慢、被动服务的局面。

  国家发改委能源研究所研究员时璟丽建议,可以将大规模分布式发电并网引起的电网投资纳入输配电价统一考虑,为分布式发电顺利并网创造条件。

  对于业界普遍面临的资金难题,SPI绿能宝董事长彭小峰认为,采用的融资租赁方式,让社会公众参与到新能源建设中,一定程度上能化解分布式光伏电站面临的融资难题。

  李红波则表示,光伏电站有电价销售收入、补贴和稳定的现金流,银行应以这两种权益作为担保,不必要求抵押其他资产。至于备案问题,应将分布式电站的备案程序倒置,对建成验收合格、能够并网运行的电站备案,避免有人备而不建、有人想建又长期排队。

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