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保加利亚可再生能源发电政策调查2016-1-12中国可再生能源政策

可再生能源电力发展迅猛

购售电协议(PPA):所有项目都需要签署。装机容量小于等于0.5万千瓦项目与配电公司签署PPA协议,装机容量大于0.5万千瓦项目与输电公司签署PPA协议。对于装机容量大于5万千瓦的项目,国家输电公司还需与配电公司签订PPA。

运营许可证:在并网运行72小时后,开发商申请运营许可,国家城市建设监督局现场验收合格后,国家城市建设监督局向项目开发商颁发运营许可证。

目前,保加利亚共有3个配电公司,分别为CEZDistributionBulgaria(负责西部和中部电网)、Energo-ProGrids(负责北部电网)和EVNBulgariaElectricityDistribution(负责南部电网),这三家公司主要负责中低压电网的运营和区域配电。配电网私有化初期,保拥有3家配电公司33%的股份,其余均为外资控股,后来保将其持有的股份通过市场化方式出售。配电网完全私有化后,其整体经营管理一直良好。

可再生能源发电项目补贴电价(即上网电价)与边际上网价(平均上网电价)差额部分由可再生能源基金补贴,与我国补贴机制基本一致。如国家对可再生能源项目无偿投资,则必须相应减少电价补贴。

补贴电价突变催生投资风险

其三关注项目审批环节,保加利亚可再生能源项目审批程序多,投入运营获得补贴要求严,应聘请国际律师进行审查把关。

支持可再生能源发展政策包括以下三方面:其一是推行有利于吸引投资的电价补贴;其二是签订长期购售协议,其中光伏、地热、生物质发电20年、风能12年、水电15年,在购售电协议期限内电价不变;其三是可再生能源无条件并网,并全额收购电量。

需要指出的是,保加利亚的可再生能源审批程序远比中国复杂,必须拥有四份许可文件,分别为:

目前,保加利亚共有3个配电公司,分别为CEZDistributionBulgaria(负责西部和中部电网)、Energo-ProGrids(负责北部电网)和EVNBulgariaElectricityDistribution(负责南部电网),这三家公司主要负责中低压电网的运营和区域配电。配电网私有化初期,保拥有3家配电公司33%的股份,其余均为外资控股,后来保将其持有的股份通过市场化方式出售。配电网完全私有化后,其整体经营管理一直良好。

2012年上半年,保高度重视可再生能源发展,并给予了多方面支持。但由于可再生能源发展过快,突然出台的制衡政策对行业发展和投资者产生重大不利影响。

保加利亚的电压划分标准与我国略有不同:0.4千伏及以下为低压、0.4千伏以上20千伏以下为中压、20千伏及以上为高压。中低压电网由配电公司经营,高压电网由国家输电公司经营。

购售电协议(PPA):所有项目都需要签署。装机容量小于等于0.5万千瓦项目与配电公司签署PPA协议,装机容量大于0.5万千瓦项目与输电公司签署PPA协议。对于装机容量大于5万千瓦的项目,国家输电公司还需与配电公司签订PPA。

与此同时,鉴于保加利亚已有的可再生能源发电占比较大,实现2020年可再生能源发展目标压力并不大。按照2020年的发展规划,光伏发电装机届时将达80万千瓦左右。但据非统计,保加利亚的光伏装机在2012年底已达81.5万千瓦,基本实现2020年的发展目标,而2011年底这个数字仅为19万千瓦。这意味着未来几年(2020年前)保加利亚的光伏市场发展空间将十分有限。

运营许可证:在并网运行72小时后,开发商申请运营许可,国家城市建设监督局现场验收合格后,国家城市建设监督局向项目开发商颁发运营许可证。

以光伏为例,大部分并网光伏电站(装机容量大于200千瓦)为2012年上半年并网发电,期间执行的补贴电价为0.248欧元/千瓦时,征收并网费约合0.097欧元/千瓦时,占电价的39%(2012年上半年光伏电站集中投产,征收比例最高),扣除并网费后,投资者得到的补贴电价只有0.154欧元/千瓦时。按此补贴电价计算,投资者不仅没有利润可言,连银行贷款的能力都没有。政策的出台对投资者造成了致命的打击。

去年以来,国家开发银行先后贷款支持了海润光伏、阳光天华、浙江正泰等一批中国企业在保加利亚投资的光伏发电项目,承诺装机容量超过20万千瓦,贷款约5亿多欧元。近期,又有一批风电和光伏制造企业计划登陆保加利亚。为此,我们组成调研小组专门赴保调研。调研期间,先后与保国家能源监管委员会、最大配电公司捷克保加利亚公司总经理、天华保加利亚公司和海润光伏公司高层进行了座谈,并实地查看了贷款支持的部分光伏发电项目建设情况。现将调研结果总结如下:

中资企业投资须谨慎

经过电力体制,保加利亚已形成较为完整的电力系统,拥有专业的发电公司、输电公司和配电公司。其中,国家发电公司拥有核电、水电等绝大部分电厂,外资和民营企业所占市场份额较小;国家输电公司虽运营,但资产仍属国家电力公司所有;配电环节已经完成私有化。

由于电价逐年变化,投资者无法获得稳定可靠的现金流,投产项目很少。为此,于2010年5月对《可再生能源法》做出修改,主要解决三个问题,其一是项目建成即可拿到补贴,补贴标准为执行项目建成时的补贴电价,购售电协议期限内电价固定不变;其二调整购电协议执行年限,光伏、地热、生物质发电20年、风能12年、水电15年;其三明确每年6月30日公布本年7月1日至下一年度6月30日电价补贴标准。例如,大型并网光伏电站,2010年7月1日至2011年6月30日电价为0.352欧元/千瓦时。

中国、韩国、、法国、意大利等15个国家驻保大使以及欧盟委员会团国就此事向保表达,希望保加利亚认真研究对待。在保投资的许多外国企业纷纷强烈反对,对其性提出质疑,向保最高法院和欧盟驻保使团提出,请求法院裁定违法。欧盟也在去年11月启动了对保可再生能源并网费征收决定的调查。

此外,保加利亚发展可再生能源的一些做法值得我们借鉴。首先,设立专门机构,负责研究制定可再生能源电价补贴政策,并定期予以调整公布;其次,投资者可以及时获得电价补贴,当月发电下月就能获得补贴,相比我国半年的结算周期,可大大开发商的流动性。反观我国可再生能源基金征收和补贴环节多,效率低。所以,中国可借鉴外国经验,逐步完善管理体制和补贴机制。

其三关注项目审批环节,保加利亚可再生能源项目审批程序多,投入运营获得补贴要求严,应聘请国际律师进行审查把关。

电力体制较完善配电完全私有化

可再生能源电力发展迅猛

其二关注保加利亚可再生能源上网电价调整情况,加强经济和财务分析。如果长期执行目前的补贴电价,对投资者将没有任何吸引力。

目前,保加利亚小水电资源基本开发完毕,大水电开发也存在很多问题,水电开发空间不大,因此将太阳能、风能作为今后可再生能源开发的重点。

监管方面由两大部门负责,即能源部负责能源发展规划、能源政策制定;能源水利监管委员会负责能源领域监管、可再生能源补贴政策的制定以及可再生能源项目审批。能源部和能源水利监管机构虽运行,但监管机构同时兼任能源部副部长,监管机构实际上仍受能源部的指导。

与我国类似,保加利亚也设有可再生能源基金,用于支付可再生能源发电电价补贴。该基金唯一来源为可再生能源电价附加。基金由用户承担,按电费的百分比计征,不分行业,全国统一征收标准。

保加利亚发展太阳能和风能拥有明显的资源优势。该国部分地区年均日照时间达1500-1700小时;东北地区风力资源较好,年发电时间可达2300-2400小时。但由于电网老化失修,输电和配电能力受到严重制约,大规模开发尚需时间,近期保开发的重点为光伏发电。

保加利亚曾多次修改可再生能源法,因此该国的可再生能源投资极不稳定。根据2007年保国可再生能源法,光伏发电项目购售电协议有效期限为25年,25年内电价逐年变动,起始电价执行签订购售电协议时的电价,以后的年度执行能源水利监管委员会公布的相应年度电价水平,同时上网电价每年下降不超过5%。

支持可再生能源发展政策包括以下三方面:其一是推行有利于吸引投资的电价补贴;其二是签订长期购售协议,其中光伏、地热、生物质发电20年、风能12年、水电15年,在购售电协议期限内电价不变;其三是可再生能源无条件并网,并全额收购电量。

中国企业在保加利亚投资可再生能源项目时,需要关注以下三个方面:其一保加利亚可再生能源发展空间有限,我国企业投资此类项目不要盲目跟风。目前已经建成光伏发电项目较多,基本没有市场空间。风电资源虽然较好,但电网受制,即使投资风电项目,也一定注重落实接入电网方案。

除上述审批环节外,还有环保、土地等多个审批环节。

其二关注保加利亚可再生能源上网电价调整情况,加强经济和财务分析。如果长期执行目前的补贴电价,对投资者将没有任何吸引力。

发电许可:装机容量大于等于0.5万千瓦项目须申请发电许可,由能源水利监管委员会颁发;装机容量小于0.5万千瓦项目不需要申请发电许可。

保加利亚电力结构以煤电和核电为主,电力供应充足,属于电力出口国。数据显示,2010年,该国当年总发电量462亿千瓦时,其中,煤电占50%、核电占33%、天然气4%、水电等可再生能源13%,全社会用电量379亿千瓦时,向希腊、阿尔巴尼亚等周边国家售电83亿千瓦时。

中资企业投资须谨慎

电力体制较完善配电完全私有化

并网协议:所有项目都需要签署。装机容量小于等于0.5万千瓦项目与配电公司签署并网协议,装机容量大于0.5万千瓦项目与输电公司签署并网协议。

经过电力体制,保加利亚已形成较为完整的电力系统,拥有专业的发电公司、输电公司和配电公司。其中,国家发电公司拥有核电、水电等绝大部分电厂,外资和民营企业所占市场份额较小;国家输电公司虽运营,但资产仍属国家电力公司所有;配电环节已经完成私有化。

为鼓励可再生能源发展,保加利亚制定了明确的补贴政策,光伏、风能、生物质以及装机容量小于1万千瓦的小水电均享受补贴。

为鼓励可再生能源发展,保加利亚制定了明确的补贴政策,光伏、风能、生物质以及装机容量小于1万千瓦的小水电均享受补贴。

2012年上半年,保高度重视可再生能源发展,并给予了多方面支持。但由于可再生能源发展过快,突然出台的制衡政策对行业发展和投资者产生重大不利影响。

需要指出的是,保加利亚电费结算周期为1个月。每月底,国家输电公司或配电公司对当月发电量予以书面确认,下月初前3天(1-3日),发电企业向国家输电公司或配电公司开具电费收入;电费一般在下月12-13日自动转入发电企业帐户。

中国、韩国、、法国、意大利等15个国家驻保大使以及欧盟委员会团国就此事向保表达,希望保加利亚认真研究对待。在保投资的许多外国企业纷纷强烈反对,对其性提出质疑,向保最高法院和欧盟驻保使团提出,请求法院裁定违法。欧盟也在去年11月启动了对保可再生能源并网费征收决定的调查。

去年以来,国家开发银行先后贷款支持了海润光伏、阳光天华、浙江正泰等一批中国企业在保加利亚投资的光伏发电项目,承诺装机容量超过20万千瓦,贷款约5亿多欧元。近期,又有一批风电和光伏制造企业计划登陆保加利亚。为此,我们组成调研小组专门赴保调研。调研期间,先后与保国家能源监管委员会、最大配电公司捷克保加利亚公司总经理、天华保加利亚公司和海润光伏公司高层进行了座谈,并实地查看了贷款支持的部分光伏发电项目建设情况。现将调研结果总结如下:

可再生能源发电项目补贴电价(即上网电价)与边际上网价(平均上网电价)差额部分由可再生能源基金补贴,与我国补贴机制基本一致。如国家对可再生能源项目无偿投资,则必须相应减少电价补贴。

以光伏为例,大部分并网光伏电站(装机容量大于200千瓦)为2012年上半年并网发电,期间执行的补贴电价为0.248欧元/千瓦时,征收并网费约合0.097欧元/千瓦时,占电价的39%(2012年上半年光伏电站集中投产,征收比例最高),扣除并网费后,投资者得到的补贴电价只有0.154欧元/千瓦时。按此补贴电价计算,投资者不仅没有利润可言,连银行贷款的能力都没有。政策的出台对投资者造成了致命的打击。

除上述审批环节外,还有环保、土地等多个审批环节。

保加利亚传统能源贫乏,油气基本靠进口,煤炭多为发热量低的褐煤,面临严重,因此将可再生能源列为重要发展方向。

保加利亚发展太阳能和风能拥有明显的资源优势。该国部分地区年均日照时间达1500-1700小时;东北地区风力资源较好,年发电时间可达2300-2400小时。但由于电网老化失修,输电和配电能力受到严重制约,大规模开发尚需时间,近期保开发的重点为光伏发电。

由于电价逐年变化,投资者无法获得稳定可靠的现金流,投产项目很少。为此,于2010年5月对《可再生能源法》做出修改,主要解决三个问题,其一是项目建成即可拿到补贴,补贴标准为执行项目建成时的补贴电价,购售电协议期限内电价固定不变;其二调整购电协议执行年限,光伏、地热、生物质发电20年、风能12年、水电15年;其三明确每年6月30日公布本年7月1日至下一年度6月30日电价补贴标准。例如,大型并网光伏电站,2010年7月1日至2011年6月30日电价为0.352欧元/千瓦时。

但由于已出台,收回或取消的可能性很小,降低补贴电价的趋势不可逆转。不过,征收的方式(并网费或增加税收)和额度仍有回旋的余地。预计3月将出台相应,保能否把“两年内对项目公司营业额(电费收入)直接征附加税”改为“两年内对电站项目公司应纳税所得提征附加税(提高项目公司的所得税率)”引热议。

与此同时,鉴于保加利亚已有的可再生能源发电占比较大,实现2020年可再生能源发展目标压力并不大。按照2020年的发展规划,光伏发电装机届时将达80万千瓦左右。但据非统计,保加利亚的光伏装机在2012年底已达81.5万千瓦,基本实现2020年的发展目标,而2011年底这个数字仅为19万千瓦。这意味着未来几年(2020年前)保加利亚的光伏市场发展空间将十分有限。

保加利亚的电压划分标准与我国略有不同:0.4千伏及以下为低压、0.4千伏以上20千伏以下为中压、20千伏及以上为高压。中低压电网由配电公司经营,高压电网由国家输电公司经营。

目前,保加利亚小水电资源基本开发完毕,大水电开发也存在很多问题,水电开发空间不大,因此将太阳能、风能作为今后可再生能源开发的重点。

补贴电价突变催生投资风险

但由于已出台,收回或取消的可能性很小,降低补贴电价的趋势不可逆转。不过,征收的方式(并网费或增加税收)和额度仍有回旋的余地。预计3月将出台相应,保能否把“两年内对项目公司营业额(电费收入)直接征附加税”改为“两年内对电站项目公司应纳税所得提征附加税(提高项目公司的所得税率)”引热议。

保加利亚传统能源贫乏,油气基本靠进口,煤炭多为发热量低的褐煤,面临严重,因此将可再生能源列为重要发展方向。

需要指出的是,保加利亚电费结算周期为1个月。每月底,国家输电公司或配电公司对当月发电量予以书面确认,下月初前3天(1-3日),发电企业向国家输电公司或配电公司开具电费收入;电费一般在下月12-13日自动转入发电企业帐户。

中国企业在保加利亚投资可再生能源项目时,需要关注以下三个方面:其一保加利亚可再生能源发展空间有限,我国企业投资此类项目不要盲目跟风。目前已经建成光伏发电项目较多,基本没有市场空间。风电资源虽然较好,但电网受制,即使投资风电项目,也一定注重落实接入电网方案。

此外,保加利亚发展可再生能源的一些做法值得我们借鉴。首先,设立专门机构,负责研究制定可再生能源电价补贴政策,并定期予以调整公布;其次,投资者可以及时获得电价补贴,当月发电下月就能获得补贴,相比我国半年的结算周期,可大大开发商的流动性。反观我国可再生能源基金征收和补贴环节多,效率低。所以,中国可借鉴外国经验,逐步完善管理体制和补贴机制。

据了解,2011年,保加利亚是按用户不含税电价的3%征收,当年居民用电价(不含税)为5.52欧分/千瓦时,征收的可再生附加为0.166欧分/千瓦时。根据法律,能源水利监管委员会根据下一年度可再生能源的种类、电站建设成本、消费者承受能力、可再生能源比例、投资回报率等,调整新一年度的征收标准。

与我国类似,保加利亚也设有可再生能源基金,用于支付可再生能源发电电价补贴。该基金唯一来源为可再生能源电价附加。基金由用户承担,按电费的百分比计征,不分行业,全国统一征收标准。

2013年1月,保通过《可再生能源长期发展规划》,计划到2020年将全国能源消费总量中的可再生能源比例提高至16%,届时保全国用电量的20.8%、供暖及空调能源消费量的23.8%,以及交通能源消费量的10.8%将来自可再生能源。

保加利亚曾多次修改可再生能源法,因此该国的可再生能源投资极不稳定。根据2007年保国可再生能源法,光伏发电项目购售电协议有效期限为25年,25年内电价逐年变动,起始电价执行签订购售电协议时的电价,以后的年度执行能源水利监管委员会公布的相应年度电价水平,同时上网电价每年下降不超过5%。

保加利亚原则上执行全国统一的销售电价(各地区之间差别不大,各配电公司范围内销售电价统一)。能源部每年根据配电网建设运行情况,核定配电价格;根据可再生能源项目投产情况、配电和输电项目成本、以及用户可承受能力,核定销售电价和可再生能源电价附加标准。

并网协议:所有项目都需要签署。装机容量小于等于0.5万千瓦项目与配电公司签署并网协议,装机容量大于0.5万千瓦项目与输电公司签署并网协议。

保加利亚电力结构以煤电和核电为主,电力供应充足,属于电力出口国。数据显示,2010年,该国当年总发电量462亿千瓦时,其中,煤电占50%、核电占33%、天然气4%、水电等可再生能源13%,全社会用电量379亿千瓦时,向希腊、阿尔巴尼亚等周边国家售电83亿千瓦时。

据了解,2011年,保加利亚是按用户不含税电价的3%征收,当年居民用电价(不含税)为5.52欧分/千瓦时,征收的可再生附加为0.166欧分/千瓦时。根据法律,能源水利监管委员会根据下一年度可再生能源的种类、电站建设成本、消费者承受能力、可再生能源比例、投资回报率等,调整新一年度的征收标准。

截至2012年上半年,由于大量光伏电站并网发电导致电网投资和运行费用大幅度增加,应国家输电公司和3家配电公司要求,能源水利监管委员会当年9月14日决定,从2012年9月18日起对接入输电公司和3个配电公司电网的可再生能源发电项目征收临时并网费,并追朔到2010年4月1日以后投产的所有项目,按月征收。征收的并网费占电价的比例1%-39%。征收标准随可再生能源项目类别及并网发电日期不同而异;2012年7月1日前,并网发电项目征收比例高,其后征收比例小;光伏项目征收比例高,风电、水电项目征收比例低。

2013年1月,保通过《可再生能源长期发展规划》,计划到2020年将全国能源消费总量中的可再生能源比例提高至16%,届时保全国用电量的20.8%、供暖及空调能源消费量的23.8%,以及交通能源消费量的10.8%将来自可再生能源。

截至2012年上半年,由于大量光伏电站并网发电导致电网投资和运行费用大幅度增加,应国家输电公司和3家配电公司要求,能源水利监管委员会当年9月14日决定,从2012年9月18日起对接入输电公司和3个配电公司电网的可再生能源发电项目征收临时并网费,并追朔到2010年4月1日以后投产的所有项目,按月征收。征收的并网费占电价的比例1%-39%。征收标准随可再生能源项目类别及并网发电日期不同而异;2012年7月1日前,并网发电项目征收比例高,其后征收比例小;光伏项目征收比例高,风电、水电项目征收比例低。

需要指出的是,保加利亚的可再生能源审批程序远比中国复杂,必须拥有四份许可文件,分别为:

发电许可:装机容量大于等于0.5万千瓦项目须申请发电许可,由能源水利监管委员会颁发;装机容量小于0.5万千瓦项目不需要申请发电许可。

保加利亚原则上执行全国统一的销售电价(各地区之间差别不大,各配电公司范围内销售电价统一)。能源部每年根据配电网建设运行情况,核定配电价格;根据可再生能源项目投产情况、配电和输电项目成本、以及用户可承受能力,核定销售电价和可再生能源电价附加标准。

监管方面由两大部门负责,即能源部负责能源发展规划、能源政策制定;能源水利监管委员会负责能源领域监管、可再生能源补贴政策的制定以及可再生能源项目审批。能源部和能源水利监管机构虽运行,但监管机构同时兼任能源部副部长,监管机构实际上仍受能源部的指导。

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