硅业在线赢硅网9月2日讯 分布式发电补贴和区域标杆电价均超预期，可再生能源附加接近翻番。国家发改委30日“出人意料”地祭出一组光伏扶持政策组合拳。

　　日前，国家发改委价格司发布《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格[2013]1638号)，明确分布式光伏发电项目的度电补贴被定为0.42元/千瓦时，地面电站根据所在区域不同，电价分为0.9、0、95和1.0元/千瓦时三档。

　　0.42元/千瓦时相比今年3月征求意见稿中的0.35元/千瓦时，提升了20%。区域标杆电价中最低一档的0.9元/千瓦时相比征求意见中的0.75元/千瓦时也提升12%。

　　“这一系列电价比想象的要好，加上国家的增值税政策变化加的几分钱，盈利前景还不错。”航天机电总经理徐杰昨日接受记者采访时如是评价。

　　而在出台三区域标杆电价、分布式补贴细则的同时，国家发改委还将光伏发电补贴的资金来源，即可再生能源附加由之前的8厘钱每度提到了1.5分每度。

　　中国在可再生能源发展上有着雄心勃勃的计划。今年7月，国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，提出2013到2015年，年均新增光伏发电装机容量10GW(1GW=1000MW，1MW=1000KW)左右，到2015年总装机容量达到35GW。光伏应用快速增长的背后是对补贴资金的巨大需求，这便需要提高可再生能源附加作为支持。

　　“1.5分每度的可再生能源附加，在2015年之前肯定没有问题。甚至2017年乃至2018年的补贴支出也都预留进去了。”国家发展和改革委员会能源研究所研究员时璟丽对早报记者称。

　　中国可再生能源学会副理事长孟宪淦昨日则解读称，现在，定价机制、分类区域标杆电价、分布式光伏电价、可再生能源附加上调，这一系列的事情，都是互相关联的。其出发点，是保证(光伏业)发展目标能够实现。

　　“不过能否实现的关键，还要看三个问题，一个是电网要配合，第二是电价附加能够足额收上来，第三电网能够及时足额发给光伏发电企业。这就牵扯到了管理体制的问题，怎么能够理顺。”孟宪淦说。

　　值得一提的是，国家发改委昨日还将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高到1分钱;对烟尘排放浓度低于30毫克/立方米(重点地区20毫克/立方米)的燃煤发电企业实行每千瓦时0.2分钱的电价补偿。

　　上述价格调整，不涉及到终端电价变化，由发电企业消化。上述电价调整自今年9月25日起执行。

　　全投资年均收益率或达8-9%

　　与以往全国除西藏地区外统一上网电价的政策不同，如今国家发改委根据各地太阳能资源状况和工程建设条件，将全国分为三类太阳能资源区，制定了相应的标杆上网电价。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组脱硫、脱硝标杆上网电价的部分，则通过可再生能源发展基金进行补贴。

　　其中，宁夏、青海、新疆、内蒙古一些光照条件较好的地区作为Ⅰ类资源区享受0.9元/千瓦时电价，北京、天津,以及东北、河北、云南、四川等地区作为Ⅱ类资源区为0.95元/千瓦时电价，其余地区作为Ⅲ类资源区享受1.0元/千瓦时电价。此前不分区电价的执行标准为1元/千瓦时。

　　这一分区标杆上网电价适用于今年9月1日之后备案(核准)，或是9月1日前核准，但在2014年1月1日之后投运的项目。执行期限原则为20年，但随着光伏发电规模和成本变化将逐步对电价进行调减。

　　大型地面电站根据各地光照条件的不同，分成四类资源区，施行0.75、0.85、0.95与1元/度四个区间上网电价。

　　时璟丽称，变化主要是把电价最低的区域并入了其他区域，比如说把原来青海新疆地区，并到了原来的第二类和第三类。“原来的考虑是，青海的光照资源最好，发电成本低，电价可以稍微低一些。”

　　对于其中变化的意义，孟宪淦表示，变的是最低的价格，而最高端的价格还是维持1元没变，如果把分布式发电也纳入进来，就可以看出政策的导向。“首先，把0.75提到0.9元，这部分主要涉及到青海、新疆、甘肃等光照条件特别好的地区，这些地方特别适合地面大规模电站，这块往上提了，实际上是支持地面大规模电站进一步往西部发展。而分布式补贴，由之前的0.35元每度提升到了0.42元每度，而东部的地面电站价格维持不变，这其中的导向就是在中东部，鼓励发展的是分布式发电。”

　　航天机电总经理徐杰分析，在新的标杆电价下，预计光伏电站的全投资年均收益率应该是8-9%，资本金收益率应该是10%左右。

　　上半年，航天机电拿到光伏项目路条和核准大概有460MW，下半年大致是400MW，在央企中排名靠前，在非电力集团的央企中，排名第一。

　　在分区域标杆电价之下，未来的光伏电站开发策略该如何定?徐杰称，“一类区域，每年发电小时在1600小时以上，但同为一类区域，有的可发到1800小时，也的是1900小时，那么能够发到1900小时地方，就是未来竞争的焦点了。最好的就是青海。但青海也有它的问题，就是限电问题比较严重。”

　　徐杰称，第二类区域是发电小时数1400-1600之间的。“第二类与第一类相比，只差5分钱，性价比要好一些。这相当于鼓励往中部转移，这里的电力消纳能力强。而第三类区域大家都不会去碰，因为发电小时数一下子降了20%以上，但是电价只上升了1毛钱，10%多一些，完全不合算。”

　　可再生能源附加背后的“缺口”

　　“上升到1.5分是非常好的，翻了一倍，比之前业内预测的先上涨到1分的要高很多。”徐杰称，“这样，今明两年，每年新增10GW的光伏装机，应该没有压力了。”

　　对于可再生电价附加接近翻番，时璟丽称“依据是要实现‘十二五’的规划目标，同时适当考虑到2015年之后的情况，可再生能源发展的规模对应需要多少补贴资金。”

　　中国执行的是可再生能源补贴政策，具体来说，就是对风电、光伏等可再生能源发电确定一个上网标杆电价，这一电价比常规的火电脱硫上网电价要高。结算时，电网公司负责结算当地火电脱硫上网电价部分，剩余部分即为可再生电价补贴，由国家财政组织资金发放。

　　补贴资金的来源，是从电力消费者那里按度电征收的可再生能源电价附加，从2006年7月至今，每度电收的可再生能源电价附加费已从1厘钱涨到8厘钱，但仍跟不上风电和光伏发电项目增长的步伐，补贴资金缺口不断拉大。

　　孟宪淦称，原来8厘每度的时候，去年发电是5万亿多度电，全额收也只有400多亿，实际上由于各种原因，到财政部入库的只有200多亿。2011年，可再生能源附加缺口是107亿，2012年缺口是200多个亿。因为资金有缺口，就谈不上及时发放，于是就欠光伏发电企业的补贴，比如国电龙源，都被拖欠50个亿了。如果没有对电价附加进行提升的话，就无法完成可再生能源的“十二五”发展目标，市场就没法发展了。

　　不过与上次可再生能源附加上调还涉及终端消费电价不同，国家发改委称，此次是“在不提高销售电价水平的前提下，此次电价调整主要通过对燃煤发电企业上网电价进行结构调整来实现，不会增加居民和企业负担。”

　　孟宪淦分析，这次利用现在电煤价格比较低的情况，在保持销售电价不变情况下，为可再生能源附加的提价提供空间。“2011年的时候是根本不可能做这个事情的，当时电煤价格高涨，要升可再生能源附加，电价必须往上调。现在疏导起来更容易。为何之前本来4、5月份就传出要出了，但是一直等到8月底才出，是为了协调好方方面面的关系，同时选择条件良好的时候再出。”

　　国家发改委昨日发布的答记者问也提到，近年来，中国可再生能源发展迅速，目前筹集的资金难以满足补贴资金需求的迅速增长。若不进一步提高标准，预计2015年可再生能源电价附加资金缺口将达到330亿元左右。这对可再生能源发电企业电费结算和整个产业的健康发展将产生严重的不利影响。因此，国家决定将可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.8分钱提高至1.5分钱。

　　国家发改委政策出台后，现在就看电网的了。徐杰称，“我们现在最最看重的就是，电网每个月的补贴能否到位。如果这个做到了，整个产业链是一大利好。盈利模型做能做得更准确，整个产业也就起来了。”

　　孟宪淦称，“现在剩下三个问题，一个是电网要配合，第二是电价附加能够足额收上来，第三电网能够及时足额发给光伏发电企业。这就牵扯到了管理体制的问题，怎么能够理顺。”

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