1元上網電價：是機遇還是挑戰？

南通強生光電科技有限公司 ■ 沙曉林

近日，國家發改委發文明確：2011年7月1日以后批建的光伏項目，上網電價為1元/kWh。上網電價的明確，一方面可以使光伏發電電價統一，比較容易實現上網；另一方面，可使項目承辦企業準確測算投資成本、有效控制費用；第三方面，可以使各種組件、各類光伏企業公平競爭，在競爭中健康、快速發展。統一的標桿電價，必將促進我國光伏應用項目全面啟動、較快發展。

但1元上網電價合理不合理、實施企業能否收支平衡或盈利？近日國內光伏業界對此議論紛紛、看法不一。強生光電認為，光伏發電1元上網電價符合中國國情，也是可能和可行的。1元上網電價不僅是一個恰到好處的價格，同時對光伏企業、新能源投資企業是一個機遇，更是一個成本上的挑戰。對于業界熱議的1元上網電價，強生光電也想談一些想法：

第一，光伏上網補貼電價有待進一步細化。光伏發電受光照時間影響，各地年發電量不一，同時地面和屋頂系統建造成本不一，自發自用和并網輸電的投入和收益也不一。由于這些原因，電價補貼政策有待進一步細化。對于全國統一的1元標桿電價，國家有關部門可否針對不同地區、不同建設方式(地面和屋頂)，實施與風電一樣的分類電價？從國內光伏發電項目實施情況看，以1MW電站為例，西北地區，如新疆、內蒙、甘肅、青海、寧夏等省(自治區)，晶硅電站年發電量140萬kWh左右，薄膜電站可達150萬kWh，以后逐年有一定衰減。而東部、中部地區，有效光照低于西部地區，薄膜電站年發電量在100萬kWh左右，晶硅電站應在90～92萬kWh左右，比西北地區少了1/3的發電量。按1元/kWh上網電價計算，年發電收入少了50萬元，如以25年使用壽命計算，即要少收入1250萬元。但近幾年在西北地區大規模建設光伏電站又面臨一個電力輸送能力和電網建設速度的瓶頸。目前，西北地區建設的光伏項目還比較小，上不了網、送不出電的矛盾并不突出，但風電在西北地區因電網問題仍有近30%的發電不能正常上網，這對項目建設投資和電力資源都是一種浪費。因此，我們認為，在“十二五”期間，我國光伏發電要以西北地區建設地面電站和東、中部地區建設地面和屋頂項目并舉。在“十二五”過渡期間，在國家光伏補貼政策暫沒有分區、分類的情況下，地方政府能否給予少部分地區差補貼？如江蘇省2011年光伏上網補貼政策為1.40元/kWh，如果明年能定為1.20元，其中0.20元由地方政府補貼，這對在東部地區大規模啟動光伏項目、緩解一些地區用電緊張狀況還是有一定作用的。隨著光伏系統建設成本的逐年降低，國家和地方補貼將逐年降低，而此期間火力發電成本也將逐年走高，如此有可能在“十三五”期間，使光伏發電成本接近火電上網電價。

第二，光伏1元上網電價的項目能不能做、投資企業能不能有合理的資金回報率？強生光電的回答是肯定的，關鍵在于項目的投資成本。我們算過一筆帳，在西北地區建設非晶硅薄膜組件光伏電站，投入可控制在13元/W，使用晶硅組件約需15～15.5元，主要是西北地區電網接入費用、運輸費用、施工費用等高于沿海地區，按1MW薄膜電站25年可發電3450萬kWh計算，回收期在12年左右；而在沿海地區建設同樣規模的地面電站，非晶薄膜電站建設成本約需11～12元/W，按照25年可發電2400萬kWh計算，回收期18年左右，如地方政府有0.20元/kWh補貼，則回收期可縮短至14年。現在的問題是，在西北地區建設地面薄膜光伏電站，總投入能不能控制在13元/W，在沿海地區能不能控制在11元/W以內(晶硅電站西北地區能不能控制在15元/W以內)，成為按1元電價取得盈利的關鍵。由于光伏組件種類不同、各家企業成本控制不同，因而銷售價也不同。在系統集成方面更是各顯其能，成本相差很大。就強生光電的實際情況看，非晶薄膜電池生產成本今年可控制在5.50元，銷售價可在6.50元以內，明年計劃將組件成本降至4.80元以下，2013年要降至3.80元，以上均為含稅價。而系統建設方面，強生光電在國內有單獨建設和與電力公司合作建設光伏電站項目的實踐，在國外也參與了多個電站建設項目，尤其是使用水泥立柱制作的支架(已申請專利)，不僅牢固、耐侵蝕，最主要是成本低，支架成本可在1.50元/W以內，與晶硅組件支架成本相近，這就彌補了薄膜組件轉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，為系統成本降到1000萬元/MW創造了條件。2013年強生薄膜組件銷售價4.50元以內，整個地面電站系統就可以降至8.50元/W以下，回收期也可從目前的12年降到8年。在這里，我們想說明一點，現在很多公司對非晶薄膜電池的性能仍抱有懷疑，據說在江蘇有兩個薄膜電站項目發電量不理想。其實，非晶薄膜電池已有50年歷史，也有安裝近30年的發電壓力，關鍵在于企業生產組件的品質好不好。我們不清楚江蘇這兩個電站發電量不足的具體原因，但強生光電可以負責任地說，我們工廠始終把薄膜電池質量放在核心位置，尤其重視組件的衰減和使用壽命，嚴格把關生產中的每一個環節，在歐洲和東南亞已成功建設了20多個MW級項目，其中在德國的一個地面、屋頂項目有10MW。所有選用強生組件的業主，均對強生光電薄膜電池發電量表示滿意，超過了預期效果。同時，薄膜組件前五年由強生提供質量保證，后20年由全球最大的保險公司慕尼黑再保險公司給予質量承保，組件如有問題由保險公司賠償。這也說明強生光電薄膜電池組件不僅成本低，而且質量好、有保證。因此，要使光伏發電可以應對1元電價的挑戰，光伏企業不能眼光只盯在政府補貼政策的扶持上，更需要企業自身的努力，在降低成本上狠下功夫。

風電裝備發展之路很值得光伏企業借鑒。10年前，1MW進口風機需3000多萬，而現在國產的只有500萬，降低了80%。風電投入逐年降低的事例，也說明光伏發電成本仍有降價空間。降低光伏發電成本，不僅需要組件質量好、成本低，而且要重點降低電站系統成本，而要達到這一目標，不僅需要組件企業努力，也需要逆變、電控、并網電器等配套企業的共同努力，需要設備制造企業、支架生產及安裝企業的配合。光伏組件和系統生產企業都要確立嚴控成本和合理利潤的指導思想，要嚴修內功、做實事、打基礎，靠資本運作、靠圈地、靠人為炒作不能降低成本。現在不少光伏企業對1元上網電價多有抱怨之聲，但強生光電認為，有上網標桿電價總比沒有電價要好，啟動國內光伏市場總比單純依賴國外市場要好，降低成本總比產品壓庫和企業停產下馬要好。只要我們共同努力，1元上網電價是完全可行的，也完全可以推動我國光伏應用大規模發展。

第三，政策配套和職能部門的配合很重要。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。以在沿海地區建設1MW薄膜電池光伏電站為例，如果投入1100萬元左右，20%為資本金、需向銀行貸款880萬，而這880萬貸款利息，成了能不能實現1元上網電價的關鍵。沿海地區1MW光伏電站年發電量100萬kWh，發電收入為100萬元，而880萬元貸款按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，支出要達到67～80萬元，而收入只有20～30萬元，回收期可能要25年以上。因此，國家對光伏發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電廠、高速公路、鐵路等基本建設項目同等的優惠貸款利息；另一方面，建設光伏發電工程投入較大，其貸款希望能明確由哪幾家國有銀行支持。項目公司可否在取得建設批文后，銀行給予30%的啟動貸款，在建成上網發電后再給予50%(合計80%)的專項貸款，業主以上網電費還本付息，這也是歐洲發展太陽能采取的貸款模式。現在的問題是：建設光伏項目的國有公司比較容易取得銀行貸款，而其他企業，尤其是民營企業，取得貸款比較困難；二是各地電網公司、尤其是基層電力公司，對建設光伏項目的認識，要統一到發展新能源、緩解用電緊張這一大局上來，不能全部按火電上網的傳統辦法來操作，更不能把它當作一樁生意來做。不僅要在上網審批手續上簡便化、快捷化，電網接入線路等費用也要合情合理，以減少光伏項目的總投資；地方政府層面，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給予最大的優惠，最好能象征性的收費；對建設自發自用的屋頂項目，政府也要發揮有效的協調作用；各級政府審批部門要簡化審批手續，各類設計、評估、檢測等中介部門均要做到少收費，目前的收費明顯較高；我們也真誠希望光伏業界知名專家，能多到基層了解情況，發表更貼近實際的看法和提出建議，共同為發展我國光伏應用作出貢獻；也希望國家能加快建設西電東輸電網，爭取在十二五期間克服輸變電瓶頸。到十二五末，可在西北地區大規模建設地面光伏電站，在年發電量比東部地區多40%～50%的有利條件下，上網電價完全可以降至0.80元以下。實現了這一目標，我國光伏產業和光伏應用將出現井噴式發展，光伏發電平價上網的目標一定能夠實現。