補貼模式利弊顯現(xiàn) 光伏經(jīng)濟賬待估算

新能源行業(yè)的發(fā)展離不開政府補貼與政策推動。國家對光伏行業(yè)的補貼讓國內(nèi)光伏應(yīng)用市場得以快速啟動，國內(nèi)光伏電站建設(shè)熱火朝天、如火如荼。

目前，光伏應(yīng)用市場電站建設(shè)主要分為兩大類，一類是大型荒漠光伏電站建設(shè)，另一類是如“金太陽”示范工程的屋頂光伏建設(shè)。2009年，國家相繼對這兩種光伏電站項目出臺了相應(yīng)的補貼政策，時隔兩年半，兩種光伏電站陸續(xù)有項目完工并網(wǎng)，但許多始料未及的問題也隨之出現(xiàn)，兩種項目補貼模式的利弊逐漸顯現(xiàn)。

大型光伏電站經(jīng)濟賬待估算

如果說2009年3月，國家能源局組織的招投標“10兆瓦敦煌”光伏發(fā)電項目，緩緩拉開了大型光伏電站建設(shè)序幕，那么，2011年8月發(fā)改委出臺的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價則直接刺激了光伏企業(yè)投身大型光伏電站的神經(jīng)。

根據(jù)2011年8月份發(fā)改委《完善太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》顯示，2011年7月1日以前核準建設(shè)、2011年12月31日建成投產(chǎn)、尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網(wǎng)電價統(tǒng)一核定為每千瓦時1.15元（含稅，下同）； 2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發(fā)電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網(wǎng)電價外，其余?。▍^(qū)、市）上網(wǎng)電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。

自上述國家光伏上網(wǎng)電價政策出臺之后，國內(nèi)光伏應(yīng)用市場迅速響應(yīng)，呈現(xiàn)出爆發(fā)式增長態(tài)勢。各省光伏企業(yè)不遺余力地日夜搶建大型光伏電站項目，掀起建設(shè)大型光伏電站的高潮。在青海格爾木現(xiàn)場，上百輛裝滿組件產(chǎn)品的重型貨車來回穿梭，往返猶如星盤的工地。有關(guān)專家透露，2011年底，僅青海一個省份光伏電站并網(wǎng)已達1.03GW，另有1GW光伏項目在建；寧夏在 2011年7月前已完成50萬千瓦的光伏電站項目，另有50萬千瓦在建，其他各省也使盡渾身解數(shù)擴大省內(nèi)光伏電站規(guī)模。至此，2011年全國光伏裝機總量已達3.6GW，比2010年之前的光伏規(guī)?？偤头?倍之多。

值得一提的是，大型光伏電站的全面開花加速了國內(nèi)光伏應(yīng)用市場的打開，擴大了光伏發(fā)電的能源占比份額，對光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展具有積極的推動作用，但也出現(xiàn)了各種非常棘手的問題。其中，最大的問題來源于光伏電力的輸送瓶頸。由于大型荒漠光伏電站項目多選址在遠離電力負荷區(qū)且經(jīng)濟欠發(fā)達的西部荒漠地帶，發(fā)出的光電無法送出，當?shù)赜譄o力消納，由此來看，現(xiàn)階段建設(shè)大型荒漠光伏的經(jīng)濟賬有待重新估算。

補貼西部電站是走彎路？

從目前大型光伏電站的布局來看，由于大型光伏電站遠離電力負荷區(qū)，且當?shù)仉娋W(wǎng)基礎(chǔ)建設(shè)極度不完善，使得光伏所發(fā)之電難以輸出，出現(xiàn)了國家補貼了巨額資金卻拿不到電量的困局，其發(fā)展趨勢大有步“風(fēng)電三峽”后塵之勢。

與之形成對比的是，我國東部經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)電力緊張、處于極度缺電的狀態(tài)，銷售電價高企成為制約東部經(jīng)濟的發(fā)展最大因素。有行業(yè)專家提出：“在西部荒漠地帶大力建設(shè)的大型光伏電站不能實現(xiàn)就地消納，也難解東部缺電之急，通過電網(wǎng)傳輸又將消耗極大物力財力，并不是國家現(xiàn)階段最佳的選擇，甚至是在走彎路。”

既然國家建了這么多荒漠光伏電站，是否有送電的相關(guān)規(guī)劃呢？但據(jù)了解，遠距離輸送光電，同樣需要面臨與輸送風(fēng)電一樣的困境。需要通過電網(wǎng)層層升高電壓，更需投入巨資配套新建從10千伏至750千伏之間各個電壓等級全套輸變電設(shè)施。以青海為例，青海最大的光伏基地格爾木光伏電站所發(fā)電力需要通過升壓變壓器，以中壓或高壓接入電網(wǎng)，輸送目的地是800～1000公里之外的西寧，但電力到達西寧后，本身水電豐富的西寧卻無消納能力，光伏所發(fā)電力只好選擇繼續(xù)向東部輸送，傳輸距離甚至達幾千公里以上，所發(fā)有限電力在傳輸過程中消耗殆盡，電站經(jīng)濟效益無從談起。

國家補貼負擔過重

相比較于2009年，敦煌光伏項目1.09元/千瓦時的招標價格，以及2011年中廣核以0.729元/千瓦時中標價格，國家給出了1.15元/千瓦時補貼價格。隨著光伏電站建設(shè)成本的大幅下降，高額補貼產(chǎn)生的巨大利潤空間吸引了各方投資，紛紛涉足大型光伏電站建設(shè)分食補貼資金。

隨著可再生能源發(fā)電迅猛發(fā)展，2010年度，資金缺口已達20億元左右；2011年，缺口更達100億元左右。以本次青海所申請的光伏項目補貼計算，僅青海一個省，就需要兌現(xiàn)百億元的補貼資金，且尚有40億的風(fēng)電資金缺口未補上，補貼資金早已處于入不敷出的狀態(tài)。由于國家的補貼要從當?shù)氐纳暇W(wǎng)電價補起，而西部地區(qū)上網(wǎng)電價又特別的低，不到0.3元/千瓦時。對此，行業(yè)專家多次給記者計算，表示政府補貼的資金壓力巨大。

據(jù)了解，用于支持新能源發(fā)展補貼資金主要來源可再生能源電價附加資金，提高可再生能源電價附加標準成解燃眉之急的惟一途徑?？稍偕茉措妰r附加資金最初的征收標準為2厘/千瓦時，自2009年11月起調(diào)至4厘/千瓦時，每年可征收金額100億元左右。2012年1月1日實施第二次上調(diào)，從原來征收的4厘/千瓦時上調(diào)至8厘/千瓦時，此次上調(diào)幅度主要用來彌補新能源補貼資金的缺口。但我們?nèi)孕枨逍训卣J識到，提高征收標準僅是權(quán)宜之計，不合理的補貼標準只會讓國家付出高昂學(xué)費。目前已出現(xiàn)“寅吃卯糧”的跡象。一家在格爾木投資的電站負責(zé)人表示，電站已與去年底并網(wǎng)，但還沒有拿到國家補貼資金，預(yù)計最好的情況有可能在今年第三季度才能申請下來。

有行業(yè)專家表示，大力發(fā)展可再生能源無可厚非，提高新能源在能源的占比也是大勢所趨，但是今天對新能源行業(yè)補貼的目的，是降低或取消今后的補貼。光伏市場的規(guī)模擴大應(yīng)該以補貼逐漸減少為前提，而不應(yīng)是高補貼成為刺激光伏規(guī)模擴大的條件，否則這既違背了國家扶持新能源的初衷，也增加了國家的負擔，浪費國家的財力。

盡管光伏上網(wǎng)電價所帶來的問題不斷出現(xiàn)，但也并非無可取之處，業(yè)內(nèi)對其執(zhí)行的補貼方式卻給予了一致的認可。根據(jù)文件，補貼依照實際發(fā)電量給予發(fā)放，有關(guān)專家表示，這一點是符合市場經(jīng)濟規(guī)律的，也是光伏上網(wǎng)電價最合理的地方。“你發(fā)多少電，我補多少錢，發(fā)的電越多，拿到的補貼就越多”，用市場規(guī)律控制了電站的建設(shè)質(zhì)量，杜絕了業(yè)主以次充好的行為，值得推廣。

金太陽“撕開”電網(wǎng)一個口子

作為我國促進光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步和規(guī)模化發(fā)展，培育戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，支持光伏發(fā)電技術(shù)在各類領(lǐng)域的示范應(yīng)用及關(guān)鍵技術(shù)產(chǎn)業(yè)化的具體行動。2009年7月，三部委首次推出“金太陽示范工程”，前不久，第四次推出今年的600兆瓦的“金太陽”示范項目規(guī)模?！敖鹛枴笔痉豆こ逃媱澰?～3年時間內(nèi)實施完成，文件規(guī)定納入金太陽示范工程的項目原則上按光伏發(fā)電系統(tǒng)及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助，偏遠無電地區(qū)的獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)按總投資的70%給予補助。

根據(jù)部署，金太陽示范工程在2009年到2011年期間，將綜合采取財政補貼和電價優(yōu)惠等政策，重點支持在大型工礦商業(yè)企業(yè)、公益性事業(yè)單位，偏遠和欠發(fā)達的無電地區(qū)，光資源豐富地區(qū)，開展總規(guī)模不小于500兆瓦的光伏發(fā)電系統(tǒng)示范推廣應(yīng)用，啟動國內(nèi)光伏發(fā)電市場。相關(guān)資料顯示，前三次規(guī)模分別是，2009年624MW，2010年272MW；2011年600MW。

由于2009年出現(xiàn)的“只圍不建、以次充好”等問題，2011年政府加強了對“金太陽”示范工程的監(jiān)管，除資金補貼直補企業(yè)減少中間環(huán)節(jié)支出外，集中連片示范項目和2兆瓦及以上的用戶側(cè)光伏發(fā)電項目，只要獲批即可獲得70%的預(yù)撥付款，增加了企業(yè)的積極性，但其事前補貼成其項目推廣最大弊端。

靠近電力負荷區(qū)是“金太陽”示范工程的最大優(yōu)勢，而讓其具有的重要積極意義還在于，電網(wǎng)公司允許“金太陽”項目業(yè)主使用不超過10%用電量的情況下可以自發(fā)自用，如同撕開電網(wǎng)一個口子。如客戶原來用電網(wǎng)的100千瓦時電，現(xiàn)在電網(wǎng)原則上允許用戶使用不高于10千瓦時的電自發(fā)自用，剩余90千瓦時仍將由電網(wǎng)購買。盡管10%的電量規(guī)模占比依然很能少，自發(fā)自用的電頂?shù)袅虽N售電價的電。如銷售電價是0.8元/千瓦時，那么使用自發(fā)自用1千瓦時電，就相當于節(jié)省了0.8元的成本，對用戶建設(shè)項目還是很具有吸引力的。但“金太陽”示范工程項目局限于上網(wǎng)占比的限制以及自發(fā)自用的規(guī)?？偭坎淮?，其效果并未完全發(fā)揮出來。根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，與2009年1.09元/千瓦時中標的“10兆瓦敦煌”項目相比，截至2011年底，敦煌集中項目累計發(fā)電小時數(shù)已經(jīng)超過了2400小時；而花費32億人民幣的“金太陽”示范工程項目發(fā)電利用小時數(shù)僅為300個小時，發(fā)電效率僅是敦煌項目的八分之一。

與大型光伏電站相比，“金太陽”示范工程最大的優(yōu)勢在于靠近電力負荷區(qū)，光伏所發(fā)電量可以就地消納，不產(chǎn)生電網(wǎng)環(huán)節(jié)的輸送成本。并且其分布式布局特性也完全符合太陽能分布式特性，所以仍然是未來光伏應(yīng)用領(lǐng)域的重要發(fā)展方向。業(yè)內(nèi)人士預(yù)計，隨著工業(yè)用電的上調(diào)趨勢，以及光伏發(fā)電依然存在的下調(diào)空間，今年“金太陽”示范工程將有可能創(chuàng)下申報高峰。

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