嘉宾：大背景下，因为地缘政治因素导致欧洲面临能源危机，特别是石油和天然气价格的暴涨，今年6-7月的时候批发价超过500欧元每兆瓦时（50欧分每度电），最近有所回落，在180-220欧元每兆瓦时左右。电价暴涨导致欧盟想导入暴利税边际定价的方式。

 

政策解读：昨天像德国议会正在议定对于在德国的清洁能源利润超过130欧元/兆瓦时，会征收90%的税，但是只针对在现货市场的公司会面临的问题，现在来看整体影响不会太大，对于欧洲的光伏小型电站今年的安装占比在40-50%，大型电站占比在50-60%左右。

对于小型电站来说电自发自用，并不会流入现货市场销售，因此影响较小。而对大型电站来说有两种方式：一个是PPA，长期绑定协议了15-20年的价格，因此价格不会受到现货市场价格的影响。而有些电站系统不通过PPA，直接走现货市场，那这块会有可能受到影响，总体来说PPA在大型电站的占比在60%左右，直接现货市场销售占40%左右，对于现有的40%的非PPA项目大型电站来说，目前德国的规定是130欧元/兆瓦时的盈利，按照一般大型电站的成本来说一般在50-60欧元/兆瓦时，现在欧洲市场的电力价格在160欧元左右，目前也在大幅回落过程中，对现有的光伏项目影响不大，对于之后的装机来说，相对来说影响也是有限的。主要原因在于：（1）4成左右的小型电站，其目的不是出售，而是自发自用，而对于PPA方式来说影响也不大，合同价格是明显低于现在的价格标准；唯一影响的是新建光伏电站，利用现在的高价格来进行现货市场交易，但实际上影响的项目有限，目前在欧洲的大型项目建设规划时间在2.5-3年，整体审核时间和程序非常长。假设现在有投资方想投资建设大型电站，从立项到运营需要2年以上时间。目前德国这个是临时的政策，计划到明年6月份，从增量的项目来看并不会受到影响。只会影响2年前规划的电站，决定是否要在今年底到明年上半年投入运行（可能会有所延后），从总量来看影响相对有限，同时还要看是按照每日的交易价格还是月均的价格来征收，由于现货市场价格波动较大，因此按照每月均价征收反而可能会相对平和一些。

 

欧洲装机预期：年初可能计划在40GW左右（去年28.5GW）），今年因为地缘政治的影响，对能源的需求提升，截止9月已经向欧洲出货90GW的组件。目前来看欧洲装机的瓶颈在于审批的时间繁琐和人工的不足，欧盟今年5月也出台了新的政策（REpowerEU），主要目的也是加速欧洲新能源装机的速度，保守来看今年在55-60GW，乐观来看在65-70GW。

 

Q&A：

Q：这次德国是一国有草案还是欧盟陆续都会有草案？对于化石能源这块的政策如何？

A：欧盟是出台了对于新能源（非化石能源）有一个180欧元的CAP，只针对欧盟，而非欧洲。火电方面目前还没有相关政策，西班牙是针对化石能源还有补贴。

 

Q：限制天然气价格对于欧洲的电价和后续新能源发展的影响？

A：主要是针对俄罗斯来源的天然气价格

 

Q：假设电价和天然气价格边际回落的背景下会不会影响整个欧洲新能源的发展？

A：对于光伏来说，欧洲光伏的发展经历了几个过程：起初为了补贴、利润大家开始装屋顶光伏，后面是为了节省电费，现在是可靠能源，在这方面就算电价回落对于光伏装机的影响也不会太大，光伏发电是欧洲发电成本最低的来源。

 

Q：对于后面储能需求的判断？

A：不会受到影响，（1）大型电站如果是政府投标项目，规定储能必须要有10%的容量；而对于户用来说，现在主要安装储能的目的在于完成能源独立性，户用电价从之前25-30欧分左右，现在在50欧分左右，电力价格上行回落到之前水平比较难，对于用户来说光伏配储能还是最优的。目前来说在德国屋顶光伏+储能的安装合同要等5年左右，还是非常紧俏的。

 

Q：130欧元/兆瓦时指的是利润还是价格？

A：目前根据彭博来说是利润端，如果是利润的话，比较符合欧盟的规定，欧盟的180欧元每兆瓦时是收入，现在PPA的总体成本在50-60欧元每兆瓦时左右。

 

Q：有没有可能会影响一部分明年或者后年的装机，请问如何解读？

A：不会影响现在新的规划，唯一影响的可能是一年半到两年前审批立项的项目，那么可能会遇到在明年6月之前安装（临时的德国政策有效期内），就会考虑是否需要延后几个月完成建设并网，但是仅限于计划在现货市场交易的大型电站项目（存量占比在20%左右）整体来看影响并不会太大。

 

Q：明年欧洲的预期如何？劳动力紧缺问题如何看待？

A：光伏安装的单位人工成本明显低于其他能源，REPowerEU之后也是在积极进行人员的培养，今年以来光伏项目安装火热，是会吸引比较多人员来参与其中，同时经济压力下劳动力的流动加上东欧地缘政治的影响，会有部分劳动力充盈至德国市场。对于明年来看，如果劳动力完全充盈，同时REPowerEU政策后新项目审批减缩到一年以内，同时新的项目必须要配套光伏或者新能源设备，加上农业方面的应用，如果上述都能够达到的情况下，明年欧盟80-100GW都有较大的可能。

欧盟出台政策后，其他国家也在积极准备相关政策，目前还没看到相关政策出来，如果明年相关政策都能出台后，认为会释放大量的需求。

 

Q：明年欧洲地面电站项目情况？

A：会有比较大的机会，目前制约因素在于地面电站的审批流程相对来说比较复杂，西班牙、意大利等投标价格低于LCOE的价格，主要是因为类似的投标政府给的条件是保证并网，侧面体现出对于地面电站的安装意愿还是比价强烈的。在光照条件不好的地方会使用跟踪器，平时增加放电量，冬天光照比较好，发电效率更高。

 

Q：政策期限是否会拖长？

A：主要是和石油、天然气价格相关联，如果明年政治和经济环境趋于稳定，电价不会像现在这么高，那么现在这个征收线也相对较难触及。

 

Q：其他国家相关政策跟进？

A：葡萄牙在讨论，但是还没出具体的政策。此前葡萄牙和西班牙的相关政策主要是通过欧盟审批，给化石能源发电企业补贴，来平衡发电成本。

 

 

Q：草案从出现到法律是否还需要时间？是否会通过？后续执行力度会不会打折扣？

A：确实遇到比较大的阻力，包括欧洲光伏协会在内的多数反驳。同时法案仍需要一定时间的审批等，即使审批通过后，征收的税后续用于方向包括补贴化石能源发电，补贴传统能源的新能源转型，如果变成法案，还有可能会促进PPA的进度。

 

Q：在户用端除了自发自用外？

A：走的是FIT，直接并网了，就是固定价格，8欧分左右，户用端超过750kw的项目不能走并网

 

Q：过往的PPA电站和发电成本差异？

A：考虑发电成本涉及LCOE和IRR，PPA价格在50-70欧元每兆瓦时左右，成本根据具体项目有较大差异，比较好的项目可以做到30欧元每兆瓦时左右。，

 

Q：德国的130欧元每兆瓦时和欧盟之前的180欧元的区别？

A：极端情况下假设流入现货市场交易的电成本和PPA售价相等（50-70）的条件下，130欧元的利润对应收入在180左右，和之前欧盟的政策基本保持一致。