大型光伏電站的平均投資成本約為11元/瓦，組件之外的電氣、施工、調(diào)試等成本占據(jù)近60%，發(fā)電成本為1元/千瓦時，約為同為可再生能源的水電的4倍、風電的2倍。
　　近段時間以來，由于我國光伏產(chǎn)業(yè)受產(chǎn)能階段性失衡、美歐“雙反”貿(mào)易調(diào)查所影響，擴大國內(nèi)光伏市場，以確保作為最具民族競爭力之一的光伏產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)發(fā)展已成為當前最為緊迫的事情。相關(guān)部委也已出臺相關(guān)措施，推動市場發(fā)展。但光伏市場如何啟動、從何處切入、啟動步伐應該多快、配套如何跟上等都是值得探討的問題。
　 擴大國內(nèi)光伏市場面臨六大問題
　　光伏發(fā)電是新鮮事物，需要一個被慢慢接納的過程。電源與電網(wǎng)規(guī)劃建設的協(xié)調(diào)、補貼機制的完善、光伏發(fā)電的經(jīng)濟性、光伏補貼資金的來源、市場啟動的步伐，都是當前我國光伏產(chǎn)業(yè)面臨的嚴峻問題。
　　加快擴大國內(nèi)市場規(guī)模已成為業(yè)界的共識，國家相關(guān)部委近期也頻頻發(fā)力，欲出臺相關(guān)措施促進國內(nèi)市場加速發(fā)展。但由于光伏發(fā)電是新鮮事物，需要一個被慢慢接納的過程，如果發(fā)展步伐把握得不好，恐進入欲速而不達的窘境，反而不利于光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。
　 電源與電網(wǎng)規(guī)劃建設協(xié)調(diào)問題
　　光伏電站的獲利主要通過發(fā)電來實現(xiàn)，這將涉及電網(wǎng)的接入及電力輸送問題，即電源和電網(wǎng)建設問題。但光伏電源建設與電網(wǎng)建設不相匹配，光伏電站項目立項審批、設備生產(chǎn)及建設周期相對較短，一座20MW光伏電站從提出到建成僅需6～9個月時間，而與之相配套的電網(wǎng)項目從科研、核準到立項、設備制造、工程建設，一般需要2年以上的時間，這往往造成電源與電網(wǎng)建設無法匹配。特別是，目前我國大型光伏電站主要集中于西北部地區(qū)，而這些地方處于電網(wǎng)末端，電網(wǎng)基礎措施建設薄弱，且當?shù)叵�納能力有限，因此光伏電力的消納需要遠距輸送至負荷中心，需要為層層升高電壓而配套新建一系列高壓、超高壓甚至特高壓輸變電裝置，才能將電輸送到幾百公里以外的省會甚至數(shù)千公里以外去使用。為此，國家除了要承擔光伏發(fā)電補貼之外，還需對電力的輸送進行補貼(網(wǎng)架建設)，同時還需協(xié)調(diào)好電源建設與電網(wǎng)的建設節(jié)拍問題。在電網(wǎng)建設尚未有效布局的情況下，貿(mào)然規(guī)模化啟動光伏電站建設，無序發(fā)展只會造成“曬太陽”現(xiàn)象的發(fā)生。
　　補貼機制的片面性問題
　　目前，光伏發(fā)電的補貼方式主要為度（千瓦時）電補貼或裝機補貼，補貼對象主要為電站業(yè)主方，但對配套端如電網(wǎng)、調(diào)峰電源等的補貼機制則有所欠缺。以電網(wǎng)公司為例，其收入主要來自發(fā)電環(huán)節(jié)與終端銷售環(huán)節(jié)之間的“價差”，因此對于電這種商品而言，如果質(zhì)量好，價格適合，電網(wǎng)公司肯定樂于接納。但一方面由于光伏電力具有波動性、間歇性和隨機性等特點，光伏電力可能會給電網(wǎng)帶來一定沖擊；另一方面光伏電力的使用可能導致電網(wǎng)公司售電量的減少，但光伏電力并網(wǎng)工程的建設和維護卻全部需要電網(wǎng)公司負責，補貼卻沒有考慮到電網(wǎng)公司。擔著風險，還要倒貼錢，因此電網(wǎng)公司積極性自然不高。同理，對于調(diào)峰電源而言，由于為光伏電站調(diào)峰，使其發(fā)電利用小時數(shù)減少，出力減少，其自然有怨言。大規(guī)模發(fā)展光伏還將可能影響到其他常規(guī)電源如火電和水電的經(jīng)濟利益。因此，大規(guī)模發(fā)展光伏電站，需從整個電力系統(tǒng)進行統(tǒng)籌，補貼機制的出臺應該做到能對電網(wǎng)、調(diào)峰電源建設等均起到促進作用。
　　光伏發(fā)電經(jīng)濟性問題
　　光伏產(chǎn)品的最終用途是發(fā)電，其發(fā)展?jié)摿Σ谎远�喻。但由于目前光伏發(fā)電尚不具備經(jīng)濟性，其發(fā)電成本約為同為可再生能源的水電的4倍、風電的2倍。以今年的補貼電價為例，大型光伏電站的電價為1元/千瓦時，風電的收購價格約為0.5元/千瓦時，按當?shù)孛摿驑藯U電價0.35元/千瓦時計，則光伏電力的可再生能源補貼約為0.65元/千瓦時，而風電的補貼為0.15元/千瓦時。從單位資金補貼可再生能源電量最大化的角度而言，大力發(fā)展光伏發(fā)電的經(jīng)濟性有待提高。此外，從光伏電站投資看，目前系統(tǒng)平均投資約為11元/瓦，組件之外的電氣、施工、調(diào)試等成本占據(jù)近60%。這些成本主要與原材料、人力等有關(guān)，多為剛性，下降空間較小，因此即使組件價格下降為零，光伏電站初始投資成本仍將在6元/瓦，發(fā)電成本仍將在0.5元/千瓦時以上。光伏發(fā)電的平價上網(wǎng)(不再依賴補貼)預期，除了需要電池組件等成本持續(xù)下降外，還需要依賴傳統(tǒng)能源使用價格的提高，過程較為緩慢，因此發(fā)電經(jīng)濟性問題的解決不可能一蹴而就。但我們應看到，東南沿海地區(qū)高峰時段的用電價格已高達1元/千瓦時以上，如果在這些地區(qū)推廣分布式發(fā)電，鼓勵自發(fā)自用、余電上網(wǎng)，無疑可極大緩解光伏發(fā)電的經(jīng)濟性問題，因此光伏發(fā)電的應用還應考慮到從何處切入，以提高其經(jīng)濟性。
　　光伏補貼資金來源問題
　　根據(jù)全球主要國家光伏市場發(fā)展經(jīng)驗，度電補貼是最為行之有效的，補貼資金由電力用戶承擔，國家無需預算支持。目前，我國大型光伏電站建設的補貼也是采取此種模式，補貼資金主要來源于可再生能源附加費。2011年，每千瓦時電收取的可再生能源附加費為8厘，2011年發(fā)電量約為4萬億千瓦時電，可再生能源附加費約為320億元。但由于附加費由風電等可再生能源共享，而風電所占的補貼資金份額約為2/3，太陽能只能與生物質(zhì)能等分享剩下的1/3。由于光伏發(fā)電成本的下降幅度較為緩慢，假定在2012～2015年之間建設的大型光伏電站度電補貼平均為0.5元/千瓦時，按西北部滿發(fā)1500小時計算，如每年的新增裝機量達到10GW，則每年將新增可再生能源補貼75億元，每年所需增加的可再生能源附加費達到1.8厘/千瓦時，再加上風電、生物質(zhì)能的附加費補貼，壓力會非常大。事實上，目前可再生能源附加費就已存在較大的缺口，這兩年光伏電站的可再生能源補貼至今未發(fā)，已給光伏電站運營帶來較大困難，亟待解決資金來源問題。
　　市場啟動步伐問題
　　當前我國光伏內(nèi)需市場較小，光伏產(chǎn)品銷售主要依賴國際市場。在外部貿(mào)易環(huán)境惡化的情況下，啟動國內(nèi)市場已成為眾望所歸。但也應注意到，當前國內(nèi)光伏產(chǎn)業(yè)主要的問題在于產(chǎn)能階段性失衡較為嚴重。2011年，僅我國光伏產(chǎn)能就已超過全球光伏市場需求，組件產(chǎn)能超過40GW(同期全球光伏需求約為30GW)，產(chǎn)量約為23GW，約占全球總產(chǎn)量的60%，而國內(nèi)光伏需求量僅為2.7GW。啟動國內(nèi)市場會涉及節(jié)拍問題，如果啟動步伐邁得過大，配套的措施如電網(wǎng)接入、補貼資金等恐跟不上，反而阻礙市場發(fā)展；過小則可能起不到穩(wěn)定國內(nèi)光伏市場的目的。特別是，由于國內(nèi)產(chǎn)能過大，即使將年新增裝機量提升至10GW，與40GW的產(chǎn)能相比，僅能滿足25%的需求，無疑是杯水車薪。并且貿(mào)然向市場釋放這個信號，可能使得部分落后產(chǎn)能死灰復燃，也會催生一批新產(chǎn)能，不利于供需失衡問題的解決。因此若從產(chǎn)業(yè)平穩(wěn)發(fā)展角度而言，市場的啟動應與產(chǎn)業(yè)規(guī)范相協(xié)調(diào)、發(fā)展節(jié)拍相吻合。應先規(guī)范市場，通過設置市場門檻淘汰部分落后產(chǎn)能，然后再擴大市場以切實達到救助產(chǎn)業(yè)的目的。
　 光伏產(chǎn)品的應用模式問題
　　光伏發(fā)電具有安裝靈活、無噪聲、無污染等特點，較適合在用戶負荷中心作為分布式電源使用。德美日等光伏市場發(fā)展較好的國家給我國發(fā)展分布式發(fā)電帶來很多可借鑒的經(jīng)驗，但由于國情不同，需消化吸收再創(chuàng)新。如德國用電價格較高，且其家庭用電價格高于工業(yè)用電價格(德國居民和工業(yè)用電價格分別約為0.2和0.1歐元/千瓦時)，屋頂資源較豐富(容積率小)，在自家屋頂、農(nóng)場、公共建筑等安裝光伏系統(tǒng)不涉及產(chǎn)權(quán)問題，經(jīng)濟性較好，且可享受綠色能源，充分調(diào)動業(yè)主投資的積極性(類似電子消費品)。而由于我國用電價格和德國正好相反，工業(yè)用電價格較高，居民用電價格較低，從發(fā)電經(jīng)濟性角度而言，更適合在廠房等工商業(yè)屋頂發(fā)展光伏系統(tǒng)。但因為光伏電站需運行25年，業(yè)主在廠房上安裝光伏系統(tǒng)可能擔心以后業(yè)務變更或轉(zhuǎn)型升級帶來的廠房使用問題，而租賃廠房的屋頂安裝光伏系統(tǒng)，又讓人擔心25年的屋頂租賃對廠房的使用有制約。此外對于租賃的方式，也有可能受到“電力專營”的條款制約。而對于家庭光伏系統(tǒng)，從經(jīng)濟角度而言，如果在度電補貼的基礎上鼓勵自發(fā)自用，不利于提高家庭用戶投資光伏的熱情，需發(fā)揮太陽能光伏發(fā)電的外部經(jīng)濟性，如節(jié)能、環(huán)保、低碳等，推動光伏產(chǎn)品從工業(yè)品向消費品轉(zhuǎn)變。因此，市場啟動需因地制宜，根據(jù)終端用戶的特點，施以靈活的激勵機制，培育多樣化的光伏市場。
　 應對建議
　　統(tǒng)一認識、完善補貼機制、落實并網(wǎng)運行機制是關(guān)鍵。
　  統(tǒng)一認識
　　一是充分認識太陽能光伏產(chǎn)業(yè)的戰(zhàn)略價值和重要意義，切實在國家能源經(jīng)濟和社會可持續(xù)發(fā)展的總體部署中予以統(tǒng)籌考慮，貫徹落實《可再生能源法》，電網(wǎng)優(yōu)先收購光伏發(fā)電量，并將可再生能源附加費從目前的8厘錢提高至1.5分錢，解決可再生能源資源來源問題。二是從國家層面加強組織管理，明確產(chǎn)業(yè)管理分工和職責，形成合力。由工業(yè)和信息化部負責行業(yè)管理，規(guī)范產(chǎn)業(yè)；國家能源局負責光伏產(chǎn)品應用，擴大市場；其他部委根據(jù)其職能進行協(xié)同配合，建立多部委聯(lián)席會議機制，從各個層面協(xié)調(diào)解決產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中的問題。三是做好市場啟動的頂層設計，市場的啟動節(jié)拍應與產(chǎn)業(yè)的規(guī)范相協(xié)調(diào)，與節(jié)能減排、擴大內(nèi)需、環(huán)境改善相統(tǒng)籌，定標準、立目標、明程序逐步有序推進，在西北部地區(qū)推行大型光伏電站建設，在東南部地區(qū)建設分布式發(fā)電站。
　　完善補貼機制
　　一是實行靈活的補貼機制。根據(jù)系統(tǒng)容量和用途的不同，分別采取度電補和裝機量補的形式。對大型光伏電站、在工業(yè)園區(qū)等廠房建設的光伏電站等，實施度電補貼；對在學校、醫(yī)院、政府機關(guān)等公共設施或家庭屋頂建設的光伏系統(tǒng)實施裝機量補貼。二是發(fā)揮光伏發(fā)電外部經(jīng)濟性優(yōu)勢，將太陽能產(chǎn)品納入節(jié)能產(chǎn)品惠民工程，拓展太陽能產(chǎn)品的節(jié)能、環(huán)保、低碳的時尚生活理念，引導太陽能產(chǎn)品由工業(yè)品向消費品轉(zhuǎn)變。三是實施稅收抵免政策，統(tǒng)籌考慮光伏電站、電網(wǎng)公司和調(diào)峰電源的利益，對為可再生能源的接入和運行而進行的投資，包括電網(wǎng)和調(diào)峰電源的建設等，給予一定額度的稅收抵免。根據(jù)調(diào)峰電源出力情況，與光伏電站按一定比例分享可再生能源補貼。四是實施強約束機制，推進可再生能源配額制。強制要求電網(wǎng)公司每年交易一定比例的光伏發(fā)電量，發(fā)電集團每年配套一定容量的調(diào)峰電源，比照碳交易模式，建立可再生能源配額交易市場。五是支持社保等資金進入光伏領域。光伏電站具有初始投資大、現(xiàn)金回流穩(wěn)定等特點，適合社保等穩(wěn)健性資產(chǎn)的投資需求。
　 落實并網(wǎng)運行機制
　　一是科學制定各地區(qū)光伏發(fā)展規(guī)劃，做好各地太陽能資源普查工作，統(tǒng)籌考慮能源資源、電源結(jié)構(gòu)、輸電廊道等因素，做好各地光伏和電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，簡化光伏電站并網(wǎng)工程核準手續(xù)，適當超前核準光伏電站并網(wǎng)工程項目。二是完善相關(guān)標準規(guī)范體系建設。做好光伏產(chǎn)品、光伏系統(tǒng)、電網(wǎng)接入等相關(guān)標準規(guī)范的制定工作，提高檢測水平，不斷完善配套體系建設。三是做好電源和電網(wǎng)企業(yè)的銜接工作。電網(wǎng)企業(yè)應參與光伏項目前期及后期的電網(wǎng)接入申請和驗收工作，按照電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和光伏發(fā)電發(fā)展規(guī)劃的要求，制定接入系統(tǒng)方案。同時，雙方按照電網(wǎng)接入技術(shù)標準和規(guī)范，嚴格驗收接入工作，做好光伏發(fā)電并網(wǎng)后的負荷預測和電力系統(tǒng)穩(wěn)定分析工作，合理安排運行方式，提高調(diào)度管理水平，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。