上網(wǎng)電價政策：太陽能光伏產(chǎn)業(yè)的渴望
并網(wǎng)問題不明確
并網(wǎng)問題一直是制約我國可再生能源發(fā)展的一個重要因素。風電在2010年底已經(jīng)實現(xiàn)裝機44.7GW，但能夠?qū)崿F(xiàn)并網(wǎng)的僅有31.1GW，而且這31.1GW也是出于可控狀態(tài)，即需要時電網(wǎng)公司可以要求部分風機停運，以保證電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。
當前格爾木的"光伏熱"，使電網(wǎng)公司不得不臨時決定在格爾木地區(qū)架設330千伏的電網(wǎng)以匹配光伏電廠的建設，預計工程趕在9月30日左右突擊完工。
"723"動車事故告訴我們，不是所有的工程在趕進度的情況下都能保質(zhì)保量完成的，工程建設進度有一定的內(nèi)在規(guī)律可循，電網(wǎng)建設同樣是這樣。格爾木將只會是全國的一個縮影，甫全國范圍內(nèi)適用的光伏固定上網(wǎng)電價推行，全國在短短5個月之內(nèi)會出現(xiàn)多少個"格爾木"？電網(wǎng)公司又將能"趕工"出多少個保質(zhì)保量的電網(wǎng)確保電力傳輸？如果項目并不了網(wǎng)，固定上網(wǎng)電價政策又有什么意義呢？
電價政策能否賺錢？
如果現(xiàn)在裝機明年享受1元電價，就只能在盈虧平衡之間，不能賺錢�！惫夥鼧I(yè)內(nèi)人士認為，政策一般都是規(guī)定行業(yè)之后的發(fā)展，而這次卻是解決遺留問題。
“一切的補貼都是建立在并網(wǎng)基礎上，如果上不了網(wǎng)，就都是白搭�！惫夥娬就顿Y商稱。知情人士透露，近兩年光伏項目多數(shù)由當?shù)仉娋W(wǎng)接納，并入全國電網(wǎng)的電站屈指可數(shù)。
這次明確了上網(wǎng)電價，卻并沒有相配套的光伏上網(wǎng)政策。目前，光伏電站并網(wǎng)是阻礙國內(nèi)光伏市場發(fā)展的最大問題。光伏發(fā)電的波動性使其在接入電網(wǎng)時，可能會產(chǎn)生諧波、逆流、網(wǎng)壓過高等問題，對現(xiàn)有電網(wǎng)造成一定沖擊，因此受到電網(wǎng)公司的消極處置。
目前該政策仍處于初期階段，還有很多細節(jié)需要明確。但不管怎么說，中國有了自己的上網(wǎng)電價機制，并且在2015年目標10GW，在2020年目標40-50GW，這將對產(chǎn)業(yè)有非常積極的推動作用。但如果中國的太陽能產(chǎn)業(yè)步了風能產(chǎn)業(yè)的后塵，前景將不容樂觀。
2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題，“當時想出一攬子標桿電價，包括風電、太陽能、生物質(zhì)能等”，并形成了討論稿，但終因爭議過大被擱置。目前，光伏電站裝機容量已達到一定數(shù)值，制定固定電價的條件比較成熟。
不過，不論如何，這兩年光伏的發(fā)展歷經(jīng)坎坷，這回總算見到曙光。先不要苛求政策，慢慢等著它完善吧，能出臺政策對光伏產(chǎn)業(yè)人士來說都是一大好事。
光伏“命脈”掌握在上網(wǎng)電價手中
市場對于中國光伏需求遠期前景相當看好，但是對于三五年內(nèi)仍然無法實現(xiàn)平價上網(wǎng)的光伏產(chǎn)業(yè)來說，無論當前政府相關(guān)部門出臺怎樣的扶持政策，都無法與“上網(wǎng)電價”政策對于國內(nèi)光伏裝機量增加帶來的影響相提并論，上網(wǎng)電價才是決定“十二五”國內(nèi)光伏增長前途的關(guān)鍵性政策。
當前全球光伏市場的主要需求來自德國和意大利，在2010年全球17吉瓦的裝機量中，上述兩國占據(jù)70%。今年上半年德國和意大利對于光伏產(chǎn)業(yè)的補貼政策稍有變動就引起了全球光伏產(chǎn)品價格的“上躥下跳”,直接造成今年第二季度全球光伏市場需求萎縮，全線產(chǎn)品大幅跌價，其中多晶硅跌價超過20%，硅片跌價超過30%，電池片跌價在30%左右，見圖。
中國光伏產(chǎn)業(yè)一直呈現(xiàn)“兩頭在外”的局面，產(chǎn)品供給量超過全球50%，但需求量僅占全球5%不到。國內(nèi)光伏市場“雷聲大雨點小”,歸根究底，其原因仍然是低價惡性競爭、補貼不夠造成投資收益不足，投資主體沒有積極性。
按照現(xiàn)在光伏產(chǎn)品價格下跌后的15-18元/瓦的總投資成本來計算，國內(nèi)政策補貼額度基本在7-8元/瓦，國內(nèi)光伏項目的資本回收期大約為10-15年左右。從投入產(chǎn)出比來看，投資具有一定的經(jīng)濟性，但在短期內(nèi)中國市場很難有超常規(guī)發(fā)展。實際上，比光伏裝機量更為重要的是在裝機量增加的同時，企業(yè)是否有利可圖，而不僅僅是總量上數(shù)字的增加。
以目前全球市場來看，光伏產(chǎn)業(yè)的盈利模式主要是靠政府制定上網(wǎng)電價補貼。從長遠來看，“平價上網(wǎng)”是一個可期的未來，但在“十二五”末能夠?qū)崿F(xiàn)“平價上網(wǎng)”的概率很小。“十二五”期間，中國光伏產(chǎn)業(yè)仍然需要政府的財政補貼，標桿電價實際上是階段性相對合理的舉措，我國可以效仿德國、意大利的方式，隨著成本下降逐漸減少補貼，直到迎來“平價上網(wǎng)”的時代。
“十二五”是掌握標桿電價政策的“命門”
對于全國統(tǒng)一的1元標桿電價，國家有關(guān)部門可否針對不同地區(qū)、不同建設方式（地面和屋頂），實施與風電類似的分類電價。
從國內(nèi)光伏發(fā)電項目實施情況看，以1兆瓦電站為例，西北地區(qū)晶硅電站年發(fā)電量140萬度左右，薄膜電站可達150萬度，以后逐年有一定衰減。而東部、中部地區(qū)，有效光照低于西部地區(qū)，薄膜電站年發(fā)電量在100萬度左右，晶硅電站應在90-92萬度左右，比西北地區(qū)少了1/3的發(fā)電量。按1元/度上網(wǎng)電價計算，年發(fā)電收入少了50萬元，如以25年使用壽命計算，即要少收入1250萬元。但在西北地區(qū)大規(guī)模建設光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網(wǎng)建設速度的瓶頸。因此，我們認為，“十二五”期間，我國光伏發(fā)電要采取西北地區(qū)建設地面電站和東、中部地區(qū)建設地面和屋頂項目并舉的策略。
“十二五”過渡期間，在國家光伏補貼政策暫沒有分區(qū)、分類的情況下，地方政府能否根據(jù)各地區(qū)的實際發(fā)展情況，給予不同的補貼政策。如江蘇省2011年地面光伏電站上網(wǎng)補貼政策為1.40元/度，明年能否定為1.20元，其中0.20元由地方政府補貼。這對在東部地區(qū)大規(guī)模啟動光伏項目、緩解一些地區(qū)用電緊張狀況將大有裨益。
配套政策很關(guān)鍵
在實施上網(wǎng)電價過程中，政策配套非常重要。其中，解決投入資金和利息是核心問題。建設光伏項目投入大，銀行利息所占比例也很大。
以在沿海地區(qū)建設1兆瓦薄膜電池光伏電站為例，若投入1100萬元，其中20%為資本金、另需向銀行貸款880萬，而這880萬貸款利息，是能否實現(xiàn)1元上網(wǎng)電價的關(guān)鍵。沿海地區(qū)每兆瓦光伏電站年發(fā)電量100萬度，發(fā)電收入為100萬元，貸款按6.5%年息計算，即要支出57.2萬。如利率上浮到8%，則每年需支付利息70.4萬元，再加上土地占用費、電站維護費、線路維護費等約10萬元，支出則達到67-80萬元，而收入只有20-30萬元，據(jù)此測算，回收期將在25年以上。
另外，國家對光伏發(fā)電的銀行利息要有專門政策，希望對光伏貸款能實行與建設火力發(fā)電廠、高速公路、鐵路等基本建設項目同等的優(yōu)惠貸款利息；另一方面，建設光伏發(fā)電工程投入較大，希望政策明確具體由哪些國有銀行支持。
根據(jù)歐洲太陽能貸款模式，項目公司在取得建設批文后，銀行給予30%的啟動貸款，在建成上網(wǎng)發(fā)電后再給予50%（合計80%）的專項貸款，業(yè)主以上網(wǎng)電費還本付息。
同時各地電網(wǎng)公司，尤其是基層電力公司，對建設光伏項目的認識，要統(tǒng)一到發(fā)展新能源、緩解用電緊張這一大局上來，不僅要在上網(wǎng)審批手續(xù)上更加簡便、快捷，在電網(wǎng)接入線路等費用上也要綜合考慮，以減少光伏項目的總投資。
另外，希望地方政府對建設地面電站的灘涂、丘陵、荒地、閑置用地等項目使用土地的租金能給予最大優(yōu)惠，對建設自發(fā)自用的屋頂項目，發(fā)揮有效的宏觀調(diào)控作用；各類設計、評估、監(jiān)理、檢測等中介部門更要給項目開辟綠色通道、減少收費。
企業(yè)理性前行
仔細算一筆帳，在西北地區(qū)建設非晶硅薄膜組件光伏電站，每瓦投入可控制在13元，使用晶硅組件約需15-15.5元。原因是西北地區(qū)電網(wǎng)接入費用、運輸費用、施工費用等高于沿海地區(qū)。按每兆瓦薄膜電站25年可發(fā)電3450萬度計算，回收期在12年左右；而在沿海地區(qū)建設同樣規(guī)模的地面電站，非晶薄膜電站建設成本約需11-12元/瓦，按照25年可發(fā)電2400萬度計算，回收期18年左右，如地方政府有0.20元/度補貼，則回收期可縮短至14年。
由于光伏組件種類不同，企業(yè)成本控制不同，因而銷售價也不同。
在系統(tǒng)集成方面更是各顯其能，成本相差很大。以今年企業(yè)平均成本價格來估算，非晶薄膜電池生產(chǎn)成本今年可控制在5.50元，銷售價可在6.30元以內(nèi)，明年計劃將組件成本降至4.80元以下，2013年要降至3.80元（含稅）。
系統(tǒng)建設上，不少企業(yè)在國內(nèi)有單獨建設和與電力公司合作建設光伏電站項目的實踐經(jīng)驗，在國外也參與了多個電站建設項目，另外使用水泥立柱制作的支架，不僅牢固、耐侵蝕，而且最關(guān)鍵的是成本低，每瓦支架成本可在1.50元以內(nèi)，與晶硅組件支架成本相近，這彌補了薄膜組件轉(zhuǎn)換率較低導致支架成本增加的缺陷。組件和支架成本的有效控制，為系統(tǒng)成本降到1000萬元/兆瓦創(chuàng)造了條件。2013年薄膜組件銷售價將控制在4.50元以內(nèi)，整個地面電站系統(tǒng)可降至9元/瓦以下，回收期也可從目前的12年降到8年。
不過，現(xiàn)在仍有很多公司對非晶薄膜電池的性能有懷疑。其實，非晶薄膜電池已有50年歷史，安裝近30年的發(fā)電經(jīng)驗。電池效果好不好，關(guān)鍵在于企業(yè)生產(chǎn)組件的品質(zhì)好不好。打個比方說，一家企業(yè)在歐洲和東南亞已成功建設了20多個兆瓦級項目，同時，組件前五年由公司提供質(zhì)保，后20年由全球最大的保險公司慕尼黑再保險公司給予質(zhì)量承保，組件如有問題由保險公司賠償。
因此，應對1元電價的挑戰(zhàn)，更需要企業(yè)自身努力，在降低成本上狠下功夫。風電裝備發(fā)展之路很值得光伏企業(yè)借鑒。10年前，1兆瓦進口風機需3000多萬，而現(xiàn)在國產(chǎn)的只有500萬，降低了80%。風電投入逐年降低的例子，生動說明光伏發(fā)電成本仍有降本空間。另外，如何降低光伏發(fā)電成本，專家也表示，要加大薄膜電池技術(shù)水平研發(fā)和產(chǎn)業(yè)化技術(shù)集成與創(chuàng)新，以及相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈的基礎建設。
“朝陽行業(yè)”光伏產(chǎn)業(yè)的低谷期
在2008年的全球金融危機中，由于對國外市場的嚴重依賴以及海外市場的不確定性，中國光伏企業(yè)的發(fā)展受到了巨大的影響：從價格飆升、游資瘋涌、項目“遍地開花”，到訂單銳減、資金鏈斷裂、企業(yè)大量倒閉，短短半年的時間，中國太陽能光伏產(chǎn)業(yè)就經(jīng)歷了“過山車”式的心驚肉跳。全球金融危機爆發(fā)以來，光伏產(chǎn)業(yè)這一孕育夢想、財富與希望的“朝陽行業(yè)”被殘酷地甩入深淵。光伏產(chǎn)業(yè)的暴利時代無情地拂袖而去，折戟沉沙后留下的是痛苦的反思和冷靜的審視。
曾幾何時，中國光伏產(chǎn)業(yè)過度依賴國外市場，猶如遠離土地隨波逐流的帆船，而其風險已在全球金融危機中暴露無遺。為此，2009年以來，中國政府不斷加大了對光伏產(chǎn)業(yè)的扶植力度，國
作者：聶麗君 來源：慧聰 責任編輯：admin
