成本下降缓慢 国内光伏应用需解六大难题

特约撰稿 王世江

大型光伏电站的平均投资成本约为11元/瓦，组件之外的电气、施工、调试等成本占据近60%%，发电成本为1元/千瓦时，约为同为可再生能源的水电的4倍、风电的2倍。

近段时间以来，由于我国光伏产业受产能阶段性失衡、美欧“双反”贸易调查所影响，扩大国内光伏市场，以确保作为最具民族竞争力之一的光伏产业平稳发展已成为当前最为紧迫的事情。相关部委也已出台相关措施，推动市场发展。但光伏市场如何启动、从何处切入、启动步伐应该多快、配套如何跟上等都是值得探讨的问题。



扩大国内光伏市场面临六大问题

光伏发电是新鲜事物，需要一个被慢慢接纳的过程。电源与电网规划建设的协调、补贴机制的完善、光伏发电的经济性、光伏补贴资金的来源、市场启动的步伐，都是当前我国光伏产业面临的严峻问题。

加快扩大国内市场规模已成为业界的共识，国家相关部委近期也频频发力，欲出台相关措施促进国内市场加速发展。但由于光伏发电是新鲜事物，需要一个被慢慢接纳的过程，如果发展步伐把握得不好，恐进入欲速而不达的窘境，反而不利于光伏产业的发展。



电源与电网规划建设协调问题



光伏电站的获利主要通过发电来实现，这将涉及电网的接入及电力输送问题，即电源和电网建设问题。但光伏电源建设与电网建设不相匹配，光伏电站项目立项审批、设备生产及建设周期相对较短，一座20MW光伏电站从提出到建成仅需6～9个月时间，而与之相配套的电网项目从科研、核准到立项、设备制造、工程建设，一般需要2年以上的时间，这往往造成电源与电网建设无法匹配。特别是，目前我国大型光伏电站主要集中于西北部地区，而这些地方处于电网末端，电网基础措施建设薄弱，且当地消纳能力有限，因此光伏电力的消纳需要远距输送至负荷中心，需要为层层升高电压而配套新建一系列高压、超高压甚至特高压输变电装置，才能将电输送到几百公里以外的省会甚至数千公里以外去使用。为此，国家除了要承担光伏发电补贴之外，还需对电力的输送进行补贴(网架建设)，同时还需协调好电源建设与电网的建设节拍问题。在电网建设尚未有效布局的情况下，贸然规模化启动光伏电站建设，无序发展只会造成“晒太阳”现象的发生。



补贴机制的片面性问题



目前，光伏发电的补贴方式主要为度（千瓦时）电补贴或装机补贴，补贴对象主要为电站业主方，但对配套端如电网、调峰电源等的补贴机制则有所欠缺。以电网公司为例，其收入主要来自发电环节与终端销售环节之间的“价差”，因此对于电这种商品而言，如果质量好，价格适合，电网公司肯定乐于接纳。但一方面由于光伏电力具有波动性、间歇性和随机性等特点，光伏电力可能会给电网带来一定冲击；另一方面光伏电力的使用可能导致电网公司售电量的减少，但光伏电力并网工程的建设和维护却全部需要电网公司负责，补贴却没有考虑到电网公司。担着风险，还要倒贴钱，因此电网公司积极性自然不高。同理，对于调峰电源而言，由于为光伏电站调峰，使其发电利用小时数减少，出力减少，其自然有怨言。大规模发展光伏还将可能影响到其他常规电源如火电和水电的经济利益。因此，大规模发展光伏电站，需从整个电力系统进行统筹，补贴机制的出台应该做到能对电网、调峰电源建设等均起到促进作用。



光伏发电经济性问题



光伏产品的最终用途是发电，其发展潜力不言而喻。但由于目前光伏发电尚不具备经济性，其发电成本约为同为可再生能源的水电的4倍、风电的2倍。以今年的补贴电价为例，大型光伏电站的电价为1元/千瓦时，风电的收购价格约为0.5元/千瓦时，按当地脱硫标杆电价0.35元/千瓦时计，则光伏电力的可再生能源补贴约为0.65元/千瓦时，而风电的补贴为0.15元/千瓦时。从单位资金补贴可再生能源电量最大化的角度而言，大力发展光伏发电的经济性有待提高。此外，从光伏电站投资看，目前系统平均投资约为11元/瓦，组件之外的电气、施工、调试等成本占据近60%%。这些成本主要与原材料、人力等有关，多为刚性，下降空间较小，因此即使组件价格下降为零，光伏电站初始投资成本仍将在6元/瓦，发电成本仍将在0.5元/千瓦时以上。光伏发电的平价上网(不再依赖补贴)预期，除了需要电池组件等成本持续下降外，还需要依赖传统能源使用价格的提高，过程较为缓慢，因此发电经济性问题的解决不可能一蹴而就。但我们应看到，东南沿海地区高峰时段的用电价格已高达1元/千瓦时以上，如果在这些地区推广分布式发电，鼓励自发自用、余电上网，无疑可极大缓解光伏发电的经济性问题，因此光伏发电的应用还应考虑到从何处切入，以提高其经济性。



光伏补贴资金来源问题



根据全球主要国家光伏市场发展经验，度电补贴是最为行之有效的，补贴资金由电力用户承担，国家无需预算支持。目前，我国大型光伏电站建设的补贴也是采取此种模式，补贴资金主要来源于可再生能源附加费。2011年，每千瓦时电收取的可再生能源附加费为8厘，2011年发电量约为4万亿千瓦时电，可再生能源附加费约为320亿元。但由于附加费由风电等可再生能源共享，而风电所占的补贴资金份额约为2/3，太阳能只能与生物质能等分享剩下的1/3。由于光伏发电成本的下降幅度较为缓慢，假定在2012～2015年之间建设的大型光伏电站度电补贴平均为0.5元/千瓦时，按西北部满发1500小时计算，如每年的新增装机量达到10GW，则每年将新增可再生能源补贴75亿元，每年所需增加的可再生能源附加费达到1.8厘/千瓦时，再加上风电、生物质能的附加费补贴，压力会非常大。事实上，目前可再生能源附加费就已存在较大的缺口，这两年光伏电站的可再生能源补贴至今未发，已给光伏电站运营带来较大困难，亟待解决资金来源问题。



市场启动步伐问题



当前我国光伏内需市场较小，光伏产品销售主要依赖国际市场。在外部贸易环境恶化的情况下，启动国内市场已成为众望所归。但也应注意到，当前国内光伏产业主要的问题在于产能阶段性失衡较为严重。2011年，仅我国光伏产能就已超过全球光伏市场需求，组件产能超过40GW(同期全球光伏需求约为30GW)，产量约为23GW，约占全球总产量的60%%，而国内光伏需求量仅为2.7GW。启动国内市场会涉及节拍问题，如果启动步伐迈得过大，配套的措施如电网接入、补贴资金等恐跟不上，反而阻碍市场发展；过小则可能起不到稳定国内光伏市场的目的。特别是，由于国内产能过大，即使将年新增装机量提升至10GW，与40GW的产能相比，仅能满足25%%的需求，无疑是杯水车薪。并且贸然向市场释放这个信号，可能使得部分落后产能死灰复燃，也会催生一批新产能，不利于供需失衡问题的解决。因此若从产业平稳发展角度而言，市场的启动应与产业规范相协调、发展节拍相吻合。应先规范市场，通过设置市场门槛淘汰部分落后产能，然后再扩大市场以切实达到救助产业的目的。



光伏产品的应用模式问题



光伏发电具有安装灵活、无噪声、无污染等特点，较适合在用户负荷中心作为分布式电源使用。德美日等光伏市场发展较好的国家给我国发展分布式发电带来很多可借鉴的经验，但由于国情不同，需消化吸收再创新。如德国用电价格较高，且其家庭用电价格高于工业用电价格(德国居民和工业用电价格分别约为0.2和0.1欧元/千瓦时)，屋顶资源较丰富(容积率小)，在自家屋顶、农场、公共建筑等安装光伏系统不涉及产权问题，经济性较好，且可享受绿色能源，充分调动业主投资的积极性(类似电子消费品)。而由于我国用电价格和德国正好相反，工业用电价格较高，居民用电价格较低，从发电经济性角度而言，更适合在厂房等工商业屋顶发展光伏系统。但因为光伏电站需运行25年，业主在厂房上安装光伏系统可能担心以后业务变更或转型升级带来的厂房使用问题，而租赁厂房的屋顶安装光伏系统，又让人担心25年的屋顶租赁对厂房的使用有制约。此外对于租赁的方式，也有可能受到“电力专营”的条款制约。而对于家庭光伏系统，从经济角度而言，如果在度电补贴的基础上鼓励自发自用，不利于提高家庭用户投资光伏的热情，需发挥太阳能光伏发电的外部经济性，如节能、环保、低碳等，推动光伏产品从工业品向消费品转变。因此，市场启动需因地制宜，根据终端用户的特点，施以灵活的激励机制，培育多样化的光伏市场。



应对建议

统一认识、完善补贴机制、落实并网运行机制是关键。



统一认识

一是充分认识太阳能光伏产业的战略价值和重要意义，切实在国家能源经济和社会可持续发展的总体部署中予以统筹考虑，贯彻落实《可再生能源法》，电网优先收购光伏发电量，并将可再生能源附加费从目前的8厘钱提高至1.5分钱，解决可再生能源资源来源问题。二是从国家层面加强组织管理，明确产业管理分工和职责，形成合力。由工业和信息化部负责行业管理，规范产业；国家能源局负责光伏产品应用，扩大市场；其他部委根据其职能进行协同配合，建立多部委联席会议机制，从各个层面协调解决产业发展过程中的问题。三是做好市场启动的顶层设计，市场的启动节拍应与产业的规范相协调，与节能减排、扩大内需、环境改善相统筹，定标准、立目标、明程序逐步有序推进，在西北部地区推行大型光伏电站建设，在东南部地区建设分布式发电站。

完善补贴机制

一是实行灵活的补贴机制。根据系统容量和用途的不同，分别采取度电补和装机量补的形式。对大型光伏电站、在工业园区等厂房建设的光伏电站等，实施度电补贴；对在学校、医院、政府机关等公共设施或家庭屋顶建设的光伏系统实施装机量补贴。二是发挥光伏发电外部经济性优势，将太阳能产品纳入节能产品惠民工程，拓展太阳能产品的节能、环保、低碳的时尚生活理念，引导太阳能产品由工业品向消费品转变。三是实施税收抵免政策，统筹考虑光伏电站、电网公司和调峰电源的利益，对为可再生能源的接入和运行而进行的投资，包括电网和调峰电源的建设等，给予一定额度的税收抵免。根据调峰电源出力情况，与光伏电站按一定比例分享可再生能源补贴。四是实施强约束机制，推进可再生能源配额制。强制要求电网公司每年交易一定比例的光伏发电量，发电集团每年配套一定容量的调峰电源，比照碳交易模式，建立可再生能源配额交易市场。五是支持社保等资金进入光伏领域。光伏电站具有初始投资大、现金回流稳定等特点，适合社保等稳健性资产的投资需求。

落实并网运行机制

一是科学制定各地区光伏发展规划，做好各地太阳能资源普查工作，统筹考虑能源资源、电源结构、输电廊道等因素，做好各地光伏和电网发展规划，简化光伏电站并网工程核准手续，适当超前核准光伏电站并网工程项目。二是完善相关标准规范体系建设。做好光伏产品、光伏系统、电网接入等相关标准规范的制定工作，提高检测水平，不断完善配套体系建设。三是做好电源和电网企业的衔接工作。电网企业应参与光伏项目前期及后期的电网接入申请和验收工作，按照电网发展规划和光伏发电发展规划的要求，制定接入系统方案。同时，双方按照电网接入技术标准和规范，严格验收接入工作，做好光伏发电并网后的负荷预测和电力系统稳定分析工作，合理安排运行方式，提高调度管理水平，保障电力系统安全稳定运行。