淺談上網電價對我國光伏產業發展的影響

中國光伏產業聯盟秘書處 ■ 王世江

國家發展改革委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》受到市場的極度歡迎，發布當天光伏板塊普遍放量增長，它將有利于加快國內光伏市場的啟動，緩解我國光伏產品過度依賴進口的局面，特別是在當前歐美債務危機每況愈下、國際貿易保護主義有所抬頭的情況下，有助于堅定產業信心。

一 上網電價出臺是重大的利好消息

從長期看，此次光伏上網電價的出臺將是個極大的利好，有利于我國光伏市場的加速啟動，促使光伏產業平穩有序地發展。

從國外先進國家光伏產業發展的經驗看，上網電價法是促進光伏應用市場發展的最行之有效的方法。國家發改委出臺此文件，可謂是眾望所歸。

1 上網電價出臺預示著我國在上網電價法的探索上邁出重要一步

我國可再生能源價格機制的形成一般都經歷了由地方政府到中央政府、由初始安裝補貼到特許權招標，最后到標桿電價的轉變。如風電上網電價的形成過程經歷了由各地價格主管部門批準，報中央政府備案，然后經歷了四波的特許權招標，最終形成當前的上網電價。風電特許權招標政策也結束了我國風力發電上網電價居高不下的歷史，開創了投資者公開競爭的機制，降低了上網電價，打破了電力系統的壟斷，有利于吸收國內外各種投資資金。光伏上網電價的形成也如此，早期光伏產品的應用主要是中央政府撥款，由地方政府建設管理用于解決無電或偏遠地區用電問題的光伏電站，在此后地方政府也核準了一些光伏電站然后報國家發改委備案，中央政府也通過“金太陽示范”工程，對光伏電站進行初始安裝補貼，然后通過特許權招標工程。

無論是初始安裝補貼還是特許權招標，都是為了摸清合理的上網電價，在合理成本加合理利潤的基礎上，確定一個合理的電價，為下一步出臺上網電價奠定基礎。因此，目前光伏上網電價的出臺，預示著國家在上網電價的摸索方面已經走出了重要的一步，意味著離國家出臺上網電價法將會越來越近。

2 上網電價出臺表明了中央政府將會大力扶持光伏產業發展的姿態

出臺上網電價法也是政府給光伏市場釋放的一個很明顯的信號：國家越發重視光伏產業，將逐步推出利好政策，大力推動光伏應用市場向前發展。目前，光伏發電較其他常規能源發電成本較高，成本仍在1.1元左右，而傳統的火力發電上網電價在0.3元左右，因此如若推廣光伏發電，需要國家承擔這一差價補貼。世界各國無不如此，有些國家是通過對初始安裝進行補貼，有些國家是通過對上網電價進行補貼，有些國家則是通過可再生能源配額進行補貼，方式多種多樣，但是都需要國家通過政策進行補貼。

在這之前，國家也通過“金太陽”示范工程、特許權招標工程進行補貼，但基本上對安裝總量進行了控制，而這次出臺的上網電價，則是規定了電價，只要經過核準備案，并網就能享受這個電價，明確了補貼的經費來源，只要投資方自行測算權衡，然后通過有關部門核準備案，即可享受相關的上網電價，因此與國外相關國家的補貼已經沒有太大的差別。這也意味著，國家已經做好了大規模啟動國內光伏市場的準備。另外，此次上網電價出臺也將解決過去一段時間來，在“金太陽”示范工程和特許權招標工程之外核準建設的一批光伏電站的電價問題，這將極大激發投資者的熱情，堅定資本市場信心。

3 上網電價出臺有利于促進國內光伏應用市場的發展

此次光伏上網電價為1.15元/kWh，這一電價對于不同的地方，獲利情況可能不同。在東部地區可能會虧本，但對西部日照資源豐富地區，如西藏、青海、甘肅等地，建設光伏電站可能是一個極大的利好。據我們測算，目前在西藏拉薩或者青海格爾木地區建設的光伏電站，1.15元/ kWh的電價，內部收益率可能達到8%以上；而對于東部有條件地區，雖然此電價不能獲利，但地方政府完全可以通過出臺配套政策，安排一定資金來補足其中的差額。

我們也看到，在東部沿海的山東、江蘇、浙江均已經出臺了地區的光伏上網電價，在此國家上網電價的基礎上，地方補足的部分將會更低，將會更有利于地方光伏產品的應用。另外，從全球主要光伏國家上網電價法的執行情況看，其上網電價也不是一成不變的，經常會根據產業發展的實際情況對上網電價進行調整。如德國自2010年以來，已經對光伏上網電價調整了四次，每一次調整均極大地促進了光伏裝機量的增長。因此，我們相信，此次光伏上網電價的出臺，也有利于國家根據實際情況，對上網電價進行調整，以切實反映產業發展的訴求，有力于光伏市場的進一步發展。

二 國內光伏市場興起，仍待時日

從短期看，雖然此文件明確了業內人士期待已久的上網電價，但如果說此文件將會促使我國光伏市場呈爆發式增長，可能還需很長的一段路要走。

1 光伏并網問題

此文件明確了上網電價，但并沒有相配套的光伏上網政策，光伏電站一旦建成，如若不能并網，則無法享受上網電價。目前光伏電站并網是阻礙國內光伏市場發展的最大問題，事實上，即使是在光伏市場發展飛速的歐洲，也一樣存在并網問題。

一是技術問題。光伏發電的波動性使得其在接入電網時，可能會因產生諧波、逆流、電壓閃變等問題，對現成電網造成一定的沖擊，因此也被電網公司作為“垃圾”電源而受到消極處置。如對于分布式發電，當光伏發電在配電網的比例增大到一定程度以后，對于配電網將會出現“網壓升高”，不利于電網的穩定。對于“網壓升高”問題，專家們也提出了多個理想的解決方案，如增強配電網以適應不穩定電源的接入，配備具有有功和無功調節能力的動態逆變器，配備儲能單元，配備動態負荷等，但在實際操作中問題還是會很大。另外，光伏發電的間歇性和不可預測性等特點使得在調峰調頻方面需要較多的其他電力來平衡，如火電、水電等，這將給電網的調度增加負責度。因此在電力調度時，主要在小地區內聯網，而尚未將其連接到較高壓的輸電線路上，進行省際或者區域電網間調度。目前，我國并網的光伏項目，多數由當地的電網所接納，但當地電網的接納能力有限，若不能盡快建成高壓遠距離輸電，對省際或區域電網間的輸運調度，國內光伏市場的啟動仍將是空口號。

二是利益問題。由于歷史的原因，我國電力改革并不完全，電力系統仍屬于“幾家獨大”的狀態。雖然在我國出臺的《可再生能源法》中明確指出，可再生發電需優先并網，但由于光伏發電的不穩定性會對現行電網帶來一定沖擊且調度較為復雜等問題，電網公司一般對光伏發電進行冷處理。一個常見的例子是，在西部地區建設的光伏電站，在并網時需要進行升壓，而電站建設所在地未必有現成的升壓站和輸電線路(對于110kV的升壓站建設成本在1600萬左右，7km的輸電線路接近1000萬)，根據《可再生能源法》，電網公司有義務建設升壓站和輸電線路，但需提交申請，在電網公司的冷處理下，這個升壓站和輸電線路可能2～3年都未必能建設下來，建成的光伏電站只能曬太陽。再例如自發自用的分布式發電系統，電網公司在增加的分布式發電系統中并未獲得什么利益，反而需要收購用不完的電力，電網公司自然沒有動力及時為此并網，一些金太陽示范電站，建成后并網申請一直未被審批，一直被閑置。另外，光伏發電也將影響到現有的火電等電廠的利益，光伏發電穩定性使得其可調度性差，需要火電等進行調峰，將會影響到火電廠的發電小時數及機組的損耗。

三是規劃問題。當前，各地區發展光伏產業勢頭迅猛，特別是西部地區，由于其擁有豐富的能源資源、廣闊的荒漠土地和豐富的日照資源，紛紛規劃光伏電站建設，希望通過光伏產品應用帶動當地光伏產業的發展。但是由于在規劃建設時只是出于拉動當地經濟發展的目的，沒有全盤考慮電網的接納容限問題，加上當地電源結構和電力消化能力有限，可能會導致建成的光伏電站有力使不出的狀況。如現在蒙西的風力發電，在當前東南沿海普遍鬧電荒的情況下，蒙西的電網卻有力使不出，有業內專家稱，“由于沒有足夠的電網通道把電送出自治區，目前蒙西電網約1/3的火電機組被迫停機，超過42%的風電機組棄風。內蒙古每年放棄的發電量可供應北京一年用電量的約82%。”

現在光伏電站建設極有可能重蹈風力發電的覆轍。如若沒有明確的電網規劃或者得到電網公司的支持，極有可能使建成的光伏電站的電力得不到充分利用，影響電站受益。如現在，據青海省政府公布的規劃，項目容量高達3.372GW，列入9月30日并網的電站有38座，容量高達990MW(與此相比，我國2010年的裝機容量僅520MW)，并網后，電站出力情況能不能得到保證，還尚有疑慮。另外，此次上網電價的突然出臺，有可能催生西部省區之間“潛競爭”的發生，加劇區域間光伏裝機的不均衡發展，使得有力使不出的狀況惡化。

四是機制協調問題。仍有一些問題需要處理，作為光伏項目的開發商，需要將光伏電量賣給電網，這就要求開發商首先取得營業執照，在這里就容易出問題。如我國“金太陽”工程在實施過程中就出現這樣的問題，某家法院在屋頂安裝了光伏系統，光伏電量需要賣給電網公司，而法院屬于非經營主體，開不出發票，電網公司于是就無法收購法院的光伏電量。再例如，在個人屋頂上裝了光伏系統，如果用戶申請了營業執照就意味著這個人有了職業，如果這個人是下崗職工，則他可能申請不到失業補助，因為他還有賣光伏電的職業。同時，光伏電站建設的時候將會涉及到土地的征用問題，在某些地區，土地的歸屬、劃分或用途等往往由于歷史因為搞得很復雜，可能會賠償較大的一筆費用，即使在西部荒漠地區，土地證的辦理同樣很麻煩，土地證如果辦理不下來，將給項目融資帶來較大的問題。另外，我國也可能碰到類似歐洲的問題，那就是項目的審批，意大利去年就由于項目審批流程過慢，導致積累了一堆光伏項目不能及時并網。

2 當前的電價及補貼方式對市場的啟動有限

此次上網電價文件的出臺是在7月24日，而1.15元/kWh的電價則是對2011年7月1日之前核準建設電站的一種補貼，而在此之后核準的電價僅為1元/kWh，一前一后相差了0.15元，因此上網電價與其說是促進國內光伏市場的發展，不如說是對過去建設電站的補償。此外，文件中并沒有對補貼的年限進行說明，在當前銀根緊縮、融資成本高企的情況下，光伏電站投資過長帶來的資金回收率也將成為障礙之一。電站采取一刀切的方式，并不利于東部地區光伏市場的發展。平均來說，東部地區的有效日照時間比西部低200小時/年，因此在東部建設光伏電站其收益率將會更低。

另外，文件中說明了高于當地脫硫燃煤機組上網電價主要通過全國征收的可再生能源電價附加費來解決。在2010年，全國征收的可再能能源附加費約為130億左右，但大部分資金用于補貼風力發電和生物質發電，用于光伏發電的比例非常低，不到5%，補貼按0.8元/kWh算，假定可再生能源補貼的5%用于光伏，則最多可補貼800MW，而僅青海一省的規模就已接近990MW。因此，若擴大補貼規模，需加大可再生能源附加費，而在當前我國通貨膨脹壓力大，中小企業融資困難，并且在今年上半年剛因電荒上調電價的情況下，短期內上調電價附加費，難度較大。此外，光伏電站的建設是向省還是國家發改委申請核準，文件中并沒有明確。

3 國內大型光伏分銷商及光伏產品質量標準的缺失，不利于提高光伏項目收益率

創新機制的缺乏以及對知識產權或技術保密性的缺位，使得國內的很多光伏企業主要是以代工作為盈利方式生存，產品同質性較高，附加值較低。因此企業更多的偏向于“量”，在選擇經銷商時，主要是選擇一些大型的渠道商，即使價格并不具備優勢。大訂單意味著產品資金周轉加快，企業開工率高，因此在內需不足、國內缺乏大型光伏渠道商的情況下，面對國內外的需求，企業一般都會選擇國外的單子，因為國外的單子量大。

去年，在國外市場需求持續走高的情況下，青海一些光伏電站廠，已經安裝好了支架，卻買不到組件，這或許就是這一情形的寫照。另外，我國以出口為導向的政策也是造成先顧國外、后顧國內市場的原因之一，光伏產品出口享受出口退稅，而銷往國內卻沒有這種補貼，因此企業的市場選擇也就可想而知。另外，光伏產品質量問題可能導致在特定光伏上網電價下，電站收益率降低，從而影響對光伏產業的投資熱情。

在光伏行業迅猛發展的同時，也催生了一批盲目跟風上馬的項目，這些項目缺少技術經驗，其產品質量難以保證，特別是在當前光伏行業市場需求不振，光伏產品價格大跌的背景下，質量不可靠的產品對電站投資影響深遠。質量不合格的產品對我國“金太陽”工程的實施也帶來了一定的負面影響，如2009年的金太陽示范工程就曾爆出以次品建設電站申領國家補貼的問題，影響了工程的實施。因此亟待完善產品質量標準，確保光伏電站的收益率。

4 此文件可能會影響到以往光伏補貼政策的執行

在此文件中明確指出“通過特許權招標確定業主的太陽能光伏發電項目，其上網電價按中標價格執行，中標價格不得高于太陽能光伏發電標桿電價”。

在2010年西部八省區280MW光伏電站特許權招標工程中，中標價格在0.73～0.99元之間，可以說我國光伏電站特許權招標也遵循著原來風電的路子，通過特許權招標工程摸清光伏發電的合理上網電價，為后續出臺標桿電價奠定基礎。但此次出臺的標桿電價卻為1.15元，與中標電價相差甚遠，可謂是對過去特許權招標工程的一種否定，對投標單位也是不公平的，費了頗多周折獲取的中標單位只能享用低于標桿的中標電價，這將會打擊中標單位建設電站和參與投標的熱情，也不利于后續光伏特許權招標工程的順利開展。國家發改委能源研究所王斯成研究員對此進行了詳細分析，并一語中的：“對于特許權招標的中標企業是不公平的，而且封殺了今后再實行招標的可能性”。

總而言之，國內光伏市場的啟動不可能一蹴而就，但是通過此上網電價文件的出臺，明顯地給市場釋放了一些利好信息，它將逐漸掃清光伏市場發展過程中出現的障礙，逐步推動我國光伏市場又快又好發展。