摘要：  近期，又有一批风电和光伏制造企业计划登陆保加利亚。

关键字：  光伏，  保加利亚，  电力体制

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。

介于越来越多的中国光伏企业把目光聚焦在保加利亚的光伏发电项目，我们特此展开调研，先后与保加利亚国家能源监管委员会主席、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。调研结果总结如下：

电力体制较完善 配电完全私有化

经过电力体制改革，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;国家输电公司虽独立运营，但资产仍属国家电力公司所有;配电环节已经完成私有化。

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独立运行，但监管机构主席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。

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，保加利亚共有3个配电公司，分别为CEZ Distribution Bulgaria(负责西部和中部电网)、Energo-Pro Grids(负责北部电网)和EVN Bulgaria Electricity Distribution(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，保政府拥有3家配电公司33%的股份，其余均为外资控股，后来保政府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。

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。

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。

可再生能源电力发展迅猛

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，环境面临严重考验，因此政府将可再生能源列为重要发展方向。

2013年1月，保政府通过《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。

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政府补贴。

政府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。

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。

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。

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。根据法律规定，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。

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发票;电费一般在下月12-13日自动转入发电企业帐户。

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，因此政府将太阳能、风能作为今后可再生能源开发的重点。

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，近期保政府开发的重点为光伏发电。

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。但据非官方统计，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。

[#page#]

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，必须拥有四份官方许可文件，分别为：

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。

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。

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。

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。

除上述审批环节外，还有环保、土地等多个审批环节。

补贴电价突变催生投资风险

保加利亚政府曾多次修改可再生能源法，因此该国的可再生能源投资环境极不稳定。根据2007年保国可再生能源法规定，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，同时规定上网电价每年下降不超过5%。

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，政府于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。

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。

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，连偿还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。

中国、韩国、德国、法国、意大利等15个国家驻保大使以及欧盟委员会主席团成员国就此事联名向保当局表达异议，希望保加利亚政府认真研究对待。在保投资的许多外国企业纷纷强烈反对，对其合法性提出质疑，向保最高法院和欧盟驻保使团提出申诉，请求法院裁定政府违法。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。

但由于法令已出台，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月政府将出台相应法令，保政府能否把“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。

中资企业投资须谨慎

2012年上半年，保政府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，政府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。

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。

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。

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。

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，政府设立专门机构，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，可大大保证开发商的流动性。反观我国可再生能源基金征收和补贴环节多，效率低。

因此，我们应该多加借鉴其经验，逐步完善该行业的管理体制和补贴机制。