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。
