近日，中國光伏發(fā)電標桿電價終于出臺：2011年7月1日以后批建的光伏項目，上網(wǎng)電價為1元/千瓦時。發(fā)改委的這一動作被業(yè)界視為啟動國內(nèi)光伏市場的壯舉。隨著技術(shù)不斷進步和政策保障措施不斷完善，以及光伏產(chǎn)業(yè)領(lǐng)先企業(yè)的積極行動，統(tǒng)一的標桿電價必將加快我國太陽能光伏發(fā)電平價上網(wǎng)時代的到來。

　　但1元上網(wǎng)電價合不合理，實施企業(yè)能否實現(xiàn)收支平衡或盈利，近日國內(nèi)光伏業(yè)界對此議論紛紛、看法不一。作為企業(yè)，強生認為，光伏發(fā)電1元上網(wǎng)電價符合中國國情，也是可能和可行的。1元上網(wǎng)電價不僅是一個恰到好處的價格，同時對光伏企業(yè)、新能源投資企業(yè)是一個機遇，更是一個成本上的挑戰(zhàn)。

　　電價仍有待細化

　　由于光伏發(fā)電受光照時間影響，各地年發(fā)電量不一，同時地面和屋頂系統(tǒng)建造成本不一、自發(fā)自用和并網(wǎng)輸電的投入和收益也不一。電價補貼政策有待進一步細化。

　　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(shè)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(yīng)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(shè)光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網(wǎng)建設(shè)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(shè)地面電站和東、中部地區(qū)建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)火力發(fā)電廠、高速公路、鐵路等基本建設(shè)項目同等的優(yōu)惠貸款利息；另一方面，建設(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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(shè)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

　　我們算過一筆帳，在西北地區(qū)建設(shè)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(shè)同樣規(guī)模的地面電站，非晶薄膜電站建設(shè)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。以強生光電為例，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(shè)上，強生在國內(nèi)有單獨建設(shè)和與電力公司合作建設(shè)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(shè)項目，另外使用水泥立柱制作的支架（已申請專利），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(dǎo)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年強生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。以強生為例，在歐洲和東南亞已成功建設(shè)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(yīng)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(chǔ)建設(shè)。

　　據(jù)行業(yè)內(nèi)預(yù)測，光伏發(fā)電在5至10年內(nèi)能實現(xiàn)平價上網(wǎng)，而我們更堅信，只要各方共同努力，1元上網(wǎng)電價不僅是完全可行的，而且與火電同價的時代將提前到來。