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光伏行业主要产业政策分析 光伏产业最新政策

来源:原创  时间:2022-08-01  点击:78
为了解决光伏产业发展中存在的问题,促进光伏产业持续稳定发展,国家发展改革委等政府部门陆续发布了《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》等文件。现对其中一些重要文件加以解析。

  “双碳”目标下,光伏产业进入发展快车道。为了解决光伏产业发展中存在的问题,促进光伏产业持续稳定发展,国家发展改革委等政府部门陆续发布了《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》等文件。现对其中一些重要文件加以解析。


  实施分时电价 分布式光伏迎重大利好

  2021年7月29日,国家发展改革委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(简称《通知》)。


  该《通知》由价格司主导,针对用电户的电价提出了新的政策方向《通知》对未来销售电价做出了重大调整,有别于电价改革以来,政策主要着力于降电价。因此,《通知》对能够与用电户直接结算电价的商业项目影响深远,利好分布式光伏和用户侧储能。


  分时电价,顾名思义就是不同时间段的电价,即同一地理位置不同时间的电价不同,这主要体现的是电力在不同时间的不同价值。此前电力市场中,普遍采取峰谷平的电价。《通知》在峰谷平的基础上,提出了尖峰电价和深谷电价,将全天24 h划分为五档电价,价差将进一步拉大。那么分时电价如何对分布式光伏形成利好呢?


  下面介绍《通知》的重点。

  1)基本确认了尖峰缺电长期

  存在的趋势,并且电价贵的时段会更贵,便宜的时段将更便宜。这条非常重要,明确了未来项目的投资背景,即尽量投资在高电价时段的发电设施,分布式光伏显然是其中之一。


  2)尖峰时间段的电价还将呈现空间价差进一步拉大的趋势,即越缺越贵。不同地区的高电价和低电价比例将不一样,如果未来结合现货市场,有可能会出现国外的那种短时间的极高电价。


  3)明确了未来高电价时段的电力分配主要是用钱说话,除去保供的民生供电,谁出得起钱谁先用,而不再是传统的行政分配资源,所有企业轮流做五休二或者做四休三。用电企业需根据自身用电特性早做打算。


  尖峰电价有哪些不同?以简单的案例来看,某地原电价:峰时1元/kW•h,平时0.6元/kW•h,谷时0.3元/kW•h,峰谷差0.7元/kW•h。


  新政策施行之后,系统峰谷电价价差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4∶1;其他地方原则上不低于3∶1.尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。可参照尖峰电价机制建立深谷电价机制。


  新的五档电价:峰时1.2元/kW•h,平时0.6元/kW•h,谷时0.3元/kW•h,尖峰时段1.44元/kW•h,深谷时段0.24元/kW•h。


  在新政策下,最大峰谷电价价差达到1.2元/kW•h,比原来的政策上涨约70%。这个差价足以支付目前的储能成本,用电企业安装屋顶(分布式)光伏的意愿也将更加强烈。


  同时,由于大量工商业分布式光伏项目与客户签的都是“用电户白天平均电价打折”的购售电协议,因此,旧的分布式光伏项目也将受益于新政策。


  碳达峰碳中和的党政同责

  2021年10月24日,中共中央、国务院印发《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》(简称《意见》)。2021年10月27日,国务院又印发了《2030年前碳达峰行动方案》。该方案主要目标提到:到2025年,非化石能源消费比重达到20%左右,单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%,单位国内生产总值CO2排放量比2020年下降18%,为实现碳达峰奠定坚实基础。到2030年,非化石能源消费比重达到25%左右,单位国内生产总值CO2排放量比2005年下降65%以上,顺利实现2030年前碳达峰目标。同时,为了加强民众对上述两份文件的理解,国家发展改革委何立峰主任在人民日报亲自撰文《完整准确全面贯彻新发展理念,扎实做好碳达峰碳中和工作》对《意见》进行解读。这两份文件加一份解读勾画出中央完整的思路。


  《意见》首次提出“党政同责”。过去“双碳”主要是政府的工作,现在党委和政府都要对“双碳”工作负责,要构建新型举国体制,不少对“双碳”理解不够的地方领导一定要跟上。两份文件说得很清楚,无论有没有气候变化,“双碳”都势在必行,这是因为目前我国整体能耗过高、油气海外依存度太高、环境承载力已到极限。很多人会说,没有油气,煤炭可以一直用。但这种想法是不现实的。“双碳”犹如人的减肥塑形,只减某个部位是不可能的,只有整体减肥到一定程度,才能实施针对性的塑形。


  解决路径也有次序。节能优先,替代第二,最后是碳汇。节能很简单,就是少消耗能源,但有同样的GDP产出。替代就是以绿色能源替代煤炭石油天然气,这个也很容易理解。就像人的减肥一样,减肥首先是少吃,但是也不能不吃,要用蔬菜(绿电)替代一些高碳水化合物(煤电)。最后,还是会有排放(煤电),那就靠碳汇来中和掉。


  碳市场中,国家核实的自愿减排量(CCER)以碳汇为主。2060年我国的碳排放量有多少?预计每年20亿t,这个碳排放量要靠碳汇来把它们从空气中吸收和固化。因此,在整个碳市场,我们认为未来碳配额的钱主要投给碳汇项目,即火电的碳排放空间是花钱买来的,将这笔钱支付给能够从空气中把碳吸收回来的项目或技术。现在,最成熟的碳汇还是森林碳汇。风电光伏发电不排碳也不吸收碳,属于不用花钱买碳排放空间的。那么使用风电光伏的绿电,是否可以免于计算用电户的这部分用电的碳排放呢?我们认为是可以的,相关的政策将很快出台。今后,绿电卖碳和卖绿电这两种属性要二选一了,不存在又卖绿证又卖CCER赚两次钱的可能。


  风电光伏要大干。这个无须多言。两份文件的亮点在于进一步明确了分布式光伏的地位。所以大家明白之前的整县推进为何横空出世了吧,中央早就开始预热。2022年分布式光伏将迎来第三波爆发,预计“十四五”中后期,分布式光伏将占新增光伏装机容量的50%。现在唯一限制光伏装机的恐怕就是光伏组件的价格了。另外,光伏硅料生产的高耗能属性使其产能投产增产也受限。希望未来国家实现精准调控,对于有助于“双碳”的重点行业要放开能源消费限制。


  电价改革要进一步推进。在风电光伏发电快速增加后,可再生能源发电的消纳矛盾将进一步凸显。光靠电网是完不成高比例消纳的,《意见》明确了以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。继续深化电价的改革,在此我们看到的情况仍然是政府从内心深处不希望涨电价。那么如何在尽可能少涨电价的情况下实现可再生能源发电的高比例消纳呢?那就需要发电侧继续降电价,用电侧涨一点电价,挤出更多的空间给储能等系统。对此,何主任特地点明,要“敢于打破利益藩篱”,任何阻碍“双碳”工作的障碍都要解决。


  建筑、交通均有安排。《意见》提出,不要再搞大拆大建,严格控制新增建设用地规模,建筑要低碳绿色,除了做好节能,又回到分布式光伏的屋顶产能了,所以分布式光伏必然要成为新增主力,未来建筑的节能改造潜力极大。交通方面,除了新能源车,还要提高铁路、水路在综合运输中的承运比重,要继续建设高铁。


  绿色消费政策的新变化

  2022年伊始,为了继续落实“双碳”政策,国家发展改革委、工业和信息化部、住建部、商务部、市场监管总局、国管局及中直管理局七部委联合印发了《促进绿色消费实施方案》(简称《方案》)。该《方案》非常重要,从消费端发力,从不同的领域要求加大绿色消费的比例,实质上还是引导生产端的绿色转型。


  对于新能源行业最关心的绿电问题,《方案》单列一段,其中涉及绿电的核心问题,基本构建了未来绿电的交易模式和价格区间。在此解读并特别分析一下绿电的价格预期:


  重点一:《方案》“统筹推动绿色电力交易、绿证交易”,意味着绿色电力交易和绿证交易将并存。绿电交易和绿证交易的不同之处在于:①部分绿电没有绿证,例如分布式光伏;②电证分离的话,绿证可以单独交易,很多可再生能源项目的业主只是正常卖电给不需要绿电的用户,绿证可以单独出售获得收入。目前市场上绿电交易和绿证交易的关系还需要进一步理顺,特别是未来大量分布式光伏在配电网侧完成交易和消纳,那么这部分电力的绿色属性同样可以进行估值。


  重点二:原文“研究在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性”,意味着绿电市场和碳市场将彻底打通。一直困扰大家的重复计算问题,即一度光伏的电是否可以同时卖CCER和绿证也有了答案,现在明确只能二选一,卖了绿电就不能卖CCER。


  重点三:《方案》“引导用户签订绿色电力交易合同,并在中长期交易合同中单列”,意味着可再生能源电站的中长期交易合同将逐步推广。在可再生能源电站开发的过程中,落实中长期合同将成为前置条件之一。过去,新能源电站的消纳完全交给电网,好处是大家同质同价,电网基本还是一视同仁。未来,新能源电站的消纳将逐步过渡到市场化,各家开发企业各凭本事吃饭,配合储能等技术手段,如果有能力卖高价的新能源电站,将会有更好的收益。


  重点四:原文“对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障”,意味着电网优先保供绿电消纳比例高的用户,这部分用电户的用电排序上升。未来用电户平时多帮电网消纳绿电,关键时刻获得优先用电权。这对很多用电户吸引力非常大,特别是缺电的时候。如果平时多消纳点绿电,紧张时可以不停电,对绿电价格的承受力将大幅提高,用电优先权还是要用真金白银买。


  重点五:《方案》“推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例”,由于欧洲的碳边境调节机制在步步推进,出口型企业早做准备是应该的。同时,行业龙头、大型国企也将带头多用绿电。


  在这些政策的发力下,市场将出现变化。

  1)绿电的价格将继续上涨,绿色权益价格未来介于CCER和配额之间,并向配额价格靠拢。过去普遍认为用电户如果不买绿电,用CCER抵扣也能有同样的效果。但是现在即将加入的两个行业电解铝和水泥熟料的碳排放核算办法,使用的绿电可以直接在碳排放核算中予以扣除,那么企业节省下来的就是配额。CCER毕竟只能抵扣5%,且开发还有时间成本和管理成本,卖绿电非常方便且无额外成本。因此,绿电的环境权益部分将介于CCER和配额之间,会逐步向配额靠拢。体现在价格的直观层面,就是电价慢慢从0.05元/kW•h涨到0.1元/kW•h,再慢慢从0.1元/kW•h涨到0.3元/kW•h。这个价格在现在看来非常难以置信,但是考虑到企业节省下来的配额目前能卖到50元/t,未来价格将更高,0.3元/kW•h还是可以接受的。


  2)增量配电网真正的机会已到来,依托的是储能+分布式能源,以分布式光伏为主。过去增量配电网的主要问题是没有盈利逻辑,从电网买电再卖给配电网内的客户,由于增量配电网的过网费收取有明确的计费方法(较低),难以支撑新增配电网的运营和实现收益。但现在的局面是分布式光伏+储能可以成为本地的电源,一种可以卖出更高价格的电源,同时配合更加多层次的电力市场,增量配电网将形成自己的“场”。在这个市场中,可以应用新的技术和服务,收对应的服务费。还可以拉动股权投资的一些新技术落地,通过IPO实现资本市场的变现。具体模式参考IDG新发行的零碳基金,IDG+港华+常州市政府。


  从“双碳”目标的提出到现在,整个社会的经济转型方向已经完全清晰,无论有没有气候变化,这个转型都将坚定地进行下去。此时此刻,绿色产业的土壤已经肥沃,必将成长出新的参天大树。(作者:彭澎)



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