標桿電價出臺只能算開了個好頭，中國光伏產業發展仍面臨漫漫長路

　　《財經》記者 李緯娜 王奇華

　　確定光伏上網標桿電價的議題，雖然行業呼聲已逾兩年，但國家發改委的政策出臺之快還是遠超業內預期。

　　8月1日，國家發改委對外公布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》(下稱《通知》)，以項目核準時間和建成投產時間為分界線，制定出全國統一的光電標桿上網電價。

　　《通知》規定，7月1日以前核準建設、12月31日建成投產、發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元(含稅)。

　　7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及7月1日前核準但截至年底仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省(區、市)上網電價均按每千瓦時1元(含稅)執行。

　　“一般情況下，假如某項價格政策會涉及到很多主管部門，各部委間會有一個會簽過程，甚至意見不統一時還要邀請整個產業鏈條的企業和專家參與商議。”知情人士對《財經》記者透露，在此次光伏標桿電價出臺之前，財政部、工信部、建設部、環保部等相關行業主管部門并不知情。

　　直到該政策發布后，發改委內部仍有不同意見。《財經》記者了解到，國家能源局新能源與可再生能源司(下稱新能源司)就對此持反對意見，在五六月份發改委價格司前來征求意見時，新能源司部分領導未在方案上簽字。

　　“既然大領導都同意了，最后也只能這樣了。”消息人士告訴《財經》記者，新能源司認為此次固定電價是一件“砸了鍋的事”。

　　該人士引述能源局內部人士的話說：“這會讓技術創新停滯，會導致行業魚龍混雜，讓阿貓阿狗都搶著上光伏，搶著賺錢。”

　　市場則視政策為一個大大的利好。《通知》出臺次日，A股市場光伏板塊普遍放量上漲，多家研究機構使用了“里程碑”“標志性”等極富感情色彩的評價語。

　　樂觀人士稱，標桿電價將有利于加快國內光伏市場啟動，緩解中國目前光伏產品過度依賴出口的局面，亦將為中國后續正式出臺上網電價法奠定基礎。

　　持有疑慮者則表示，政策略顯粗糙，個中細節尚未厘清，不太可能馬上帶來國內光伏市場爆發式增長，尤其是對于未來價格調整幅度和時間表表述模糊，令項目投資業主茫然。

　　“這個政策其實是解決原來的遺留問題，因為之前建的好多電站在那兒趴著曬太陽，好多錢壓在那兒出不來。但后續要怎么做，還不是很明朗。”無錫尚德集團高級副總裁張光春對《財經》記者直言。

　　發改委能源研究所副所長李俊峰預測，標桿電價出臺后，光伏電價下調是必然趨勢。估計2015年時，電價可達每千瓦時0.8元，2020年時降至0.6元至0.7元。

　　“樂觀估計，2020年光伏發電將不再需要補貼，保守估計，至少到2030年不再需要。”李俊峰稱，隨著火電發電成本上升和光伏發電成本下降，二者成本將最終實現持平，屆時，光伏發電更具競爭優勢。

　　決策層琴瑟失調

　　在光伏產業終端市場，除太陽屋頂計劃和金太陽工程，還有國家特許權招標項目與地方核準項目。

　　2009年和2010年，發改委兩次特許權招標，裝機容量分別為10兆瓦和280兆瓦。地方核準項目大小不一，最小的只有5兆瓦，最大的達200兆瓦，主要集中在青海、甘肅、寧夏等日照豐富地區和江蘇、浙江、山東等地方財政較充裕的東部地區。業內人士估計，截至2010年底，中國光伏發電站裝機容量約在600兆瓦左右，今年有望突破1吉瓦。

　　接近發改委的人士告訴《財經》記者，能源局設計的光伏產業發展路徑是，通過招標方式選擇有競爭力的投資方，以價格倒逼投資業主想方設法進行技術創新和降低成本，在降低成本的基礎上再進一步擴大招標規模，并利用規模化生產繼續壓低成本，如此循環，最后達到取消國家補貼的目的，實現太陽能發電與常規能源的競爭。

　　“發展方式就是用盡量少的國家補貼，來比較大規模地搞光伏發電，誰要的補貼少就讓誰做。”該人士說，能源局內部形容這一發展思路是“攤大餅”，并自我評價“體現了競爭機制，設計非常完整”，只要企業能夠降低成本，能源局就敢擴大規模。

　　能源局方面認為，業已完成的兩次特許權招標“非常成功”，并計劃以年均100萬千瓦的速度，于“十二五”期間完成在荒漠地區累計達500萬千瓦的特許權招標。

　　但是，兩次特許權招標在業內卻激起一片討伐聲。尤其是去年280兆瓦招標項目，投標上網電價一次次探底，介于0.7288元/千瓦時到0.9907元/千瓦時之間，不僅令民企悉數出局，更讓眾多產業鏈上游企業直呼“是一筆虧錢的買賣”，并擔心會把光伏行業引向危險的境地。(詳見《財經》雜志2010年第18期“光電低價搏殺”)

　　這場口誅筆伐也引致了決策部門的意見分歧。《財經》記者了解到，在發改委內部工作會議上，價格司多次批評能源局，認為其主導的特許權招投標“是在不計工本地瞎投標”。能源局反駁稱，太陽能產業正處于劇烈變化中，表現在市場供求關系不斷波動，以及技術不斷創新，應該用一種激勵機制和創新機制來發揮這種精神，而不是用一種電價將產業固定。

　　價格司人士稱反對意見屬“一孔之見”。前述接近發改委的人士表示，新能源司內部認為價格司是在“搶占能源局的審批權力”，上網標桿電價的出臺“毀了能源局的招標機制”。

　　研究人士認為光伏標桿電價的出臺水到渠成。李俊峰透露，2006年出臺《可再生能源法》時即討論過標桿電價問題，“當時想出一攬子標桿電價，包括風電、太陽能、生物質能等”，并形成了討論稿，但終因爭議過大被擱置。目前，光伏電站裝機容量已達到一定數值，制定固定電價的條件比較成熟。

　　李俊峰指出，此前，為鼓勵太陽能行業發展，財政部、住建部于2009年聯合推出“太陽屋頂計劃”，同年，財政部、科技部、能源局開始實施“金太陽工程”，這兩項國家政策均存在制度設計缺陷。

　　太陽屋頂計劃首先保證自發自用，多余電量實現上網，造成電網接收困難。金太陽工程則進行一次性補貼，申報項目時先補貼70%用于投資，建成驗收完成后再補貼余下的30%，使投資成本還未實現發電即可收回，令監管成本大大提升。

　　“這兩項政策現在都顯得不合時宜。”李俊峰強調，標桿電價既可保證投資者利益，又對投資商提出了嚴苛條件，只有持續性實現核定發電量才可收回投資。

　　已建成光伏電站無法實現并網發電亦促成價格司下定決心。不愿具名的民營投資商透露，已建成的電站中約有90%以上未實現并網，主要原因正是電價不確定，“業主不知道可以賣到多少錢，電網也有理由拒絕接收”。

　　核電發展的不確定性以及水電發展遭遇質疑，也讓發改委想盡快啟動光伏終端市場，為完成節能減排目標添加一道砝碼。

　　近年來，雖然中國已成為全球最大的光伏電池生產國，市場份額占到全球的55%，但仍然過度依賴海外市場。2011年，多晶硅產能已超標1倍，如何消化亦成為亟待解決的問題。

　　消息人士透露，發改委價格司出臺標桿電價前三個月，青海省委書記強衛曾前往發改委“公關”，得到了可獲國家財政補貼的特許電價(9月30日前完工的電站可享受1.15元/千瓦時電價)。此后，甘肅、寧夏等地區紛紛效仿“進京討要電價”。

　　“當時是委里幾個領導聽了青海省領導的匯報后網開一面，本意是照顧幾萬千瓦。”該人士說，新能源司沒有料到，隨后價格司接掌過去，將全國光伏標桿電價統一了下來。

　　細節尚待厘清

　　在眾多分析人士看來，標桿電價政策中尚待厘清的疑點還有很多，包括電價一刀切、補貼年限不明、電價下調幅度不定、補貼資金缺口較大等。

　　中國的太陽能資源分布共劃分為四個區域，豐富區包括甘肅、青海、西藏、寧夏，年日照時間超過3000小時；較豐富區涵蓋內蒙古、東北、河北、山西、陜西等，年日照時間介于2000小時至3000小時之間；沿海地區則是一般區，年日照時間約為1000小時至2000小時；不豐富區的年日照時間則少于1000小時，如重慶、貴陽等。

　　洛陽中硅高科技有限公司副總工程師嚴大洲分析：以電站運行25年計，1.15元/千瓦時的電價在日照豐富的青海、寧夏等地可收回3倍以上投資，而在年日照時間不足2000小時的北京，只能收回1倍投資。

　　西北等日照豐富地區的用戶電價較低，而陽光不充足的內陸地區用戶電價更高。“除了西北地區可在七八年收回成本外，其他省份都沒有太大優勢。”嚴大洲建議，不妨像風電一樣，將光伏上網電價劃分為四個區域分別定價，參照物是這些地區的平均峰值用戶電價。

　　“1.15元/千瓦時的電價是可以賺錢的。但如果現在裝機明年享受1元電價，就只能在盈虧平衡之間，不能賺錢。”不愿具名的光伏行業分析師對《財經》記者表示，對此次電價政策內容感到疑惑。在她看來，政策一般都是規定行業之后的發展，而這次卻是解決遺留問題。

　　中國光伏產業聯盟產業研究部博士王世江分析，前后電價價差僅為0.15元/千瓦時，上網電價與其說是促進國內光伏市場發展，不如說是對過去建設電站的補償。

　　李俊峰則認為，7月1日核準日并不是一個嚴格的分界線，12月31日建成投產日才最為關鍵。“即使在7月1日以后批準，能趕在今年底前完工，應該都能享受到高電價。”這一觀點亦得到發改委內部人士的認同。

　　《財經》記者了解到，為能享受到1.15元電價，目前在青海、寧夏、甘肅等西部省區，已有超過300萬千瓦項目同時上馬，均希望搶在年底前建完。為了趕工期，中電投在青海甚至雇傭了2000名武警去安裝光伏電池板。

　　《通知》中明示，今后，發改委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整上網電價。這一規定沒有明確可享受補貼的年限，也沒有劃定電價調整幅度，亦造成不小困惑。

　　華泰聯合證券分析師王海生指出，政策并未規定企業享受補貼電價的年限，這造成收益率無法計算，銀行難以為項目貸款。而且只說會繼續下調電價，但沒說時間和力度。

　　以特許權招標的案例參考，上網電價保證的2.5萬小時發電時間，2000小時光照資源、在80%系統效率下，對應的是15年左右時間。余下的運營時間則按地方脫硫燃煤機組的標桿電價上網。

　　“政策雖然利好，但政策制定者的態度偏于保守。”王海生說。

　　光伏電站的安裝容量上限未予規定也遭到行業詬病。李俊峰指出，標桿電價出臺后會引發行業新一輪增長，尤其是西部日照豐富地區，投資吸引力極大。但能否享受補貼電價的關鍵是能否實現并網，但電網規劃是個長期過程，倘若沒有總量控制，易造成大面積脫網事故。

　　“可以像德國一樣有個總量約束，超過多少裝機容量就補貼多少，多大的量封頂，以控制行業過快增長。”李俊峰表示，總量可由價格來調試，例如，若2015年前達到2000萬千瓦，價格下降幅度可控制在5%到10%，而一旦超過2000萬千瓦，價格下降幅度就提升至20%。

　　《通知》還規定，太陽能光伏發電項目上網電價高于當地脫硫燃煤機組標桿上網電價的部分，仍按《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》有關規定，通過全國征收的可再生能源電價附加解決。

　　對于可再生能源資金是否足夠支付的擔憂，已然在行業內蔓延。2010年，全國征收的可再生能源附加費約為130億元至150億元，其中超過60%用于補貼風電，30%左右用于補貼生物質能發電，其他新能源所獲補貼的比例不足10%，光伏發電更是不到5%，僅為6.5億元至7.5億元。

　　按光伏每千瓦時電補貼0.8元計算，目前的可再生能源資金最多只能補貼800兆瓦，而《財經》記者獲得的信息顯示，目前僅青海一省的光伏裝機規模就已接近1吉瓦。

　　“去年，可再生能源資金就已有幾十億元的缺口，要想補得過來，只能提高征收標準。”接近發改委的人士說。然而，在當前通貨膨脹的壓力下，短期內上調電價附加費的執行難度非常大。

　　李俊峰對此卻表示樂觀，他認為可再生能源資金的征收標準將從目前每度電4厘錢增至5厘或6厘，“最快年內調整，最遲明年會實現”，且隨著風電發展規模得到控制，光伏補貼所占比例將會逐步提高。

　　前景并不明朗

　　“一切的補貼都是建立在并網基礎上，如果上不了網，就都是白搭。”光伏電站投資商稱。知情人士透露，近兩年光伏項目多數由當地電網接納，并入全國電網的電站屈指可數。

　　“這次明確了上網電價，卻并沒有相配套的光伏上網政策。”王世江表示，目前，光伏電站并網是阻礙國內光伏市場發展的最大問題。光伏發電的波動性使其在接入電網時，可能會產生諧波、逆流、網壓過高等問題，對現有電網造成一定沖擊，因此受到電網公司的消極處置。

　　王世江指出，政策應該明確電網企業在提供光伏并網時的責任和義務，若電網公司等各方利益無法平衡，并網難的問題就仍將存在，啟動國內光伏市場就只會淪落為一句口號。

　　亦有部分人士擔心西部地區年內出現搶裝潮。宏源證券測算，在1800有效利用小時數地區，1.15元/千瓦時的電價對應內部收益率是9.84%，具有很大吸引力。而1元/千瓦時對應的內部收益率是7.44%，下降幅度不小。

　　上述知情人士說，青海已核準項目20多個，遠遠超過政府規劃。青海省政府本想控制總容量在500兆瓦左右，分別是格爾木300兆瓦、德令哈200兆瓦，但五大發電集團，中節能、中廣核、三峽新能源、中海陽、賽維等20多家企業紛紛搶灘涌入，計劃裝機容量已接近1吉瓦。

　　“有些企業還是忽悠，爭搶項目時只是有青海省的口頭應承，國家政策并未出臺，他們的想法是先占坑，等到電價確定了可以倒賣出去。”該人士評價說。

　　風電標桿電價出爐后曾刺激了風電產業的爆發式增長，繼而導致風電設備產能過剩、風電場大面積脫網，風電政策亦由鼓勵轉變為控制。這一幕會否在光伏產業重演？

　　多位受訪人士表示，由于諸多細節沒有厘清，光伏產業的發展前景并不明朗，標桿電價可有效啟動光伏市場，但不足以推動光伏產業幾何級增長。

　　華泰聯合證券分析認為，假設光伏上網電價執行15年，后5年執行地方的脫硫燃煤機組標桿電價，那么在1.15 元/千瓦時及后續1元/千瓦時的電價支持下，西北各省項目的內部收益率將維持在一個合理區間，除西藏等少數光照豐富地區，很難實現暴利。而在東、南地區，由于光照資源相對較低，在此次上網電價下的收益率較低，不適宜投資。

　　“估計發改委一方面是鼓勵，一方面是考慮當地電網接入條件限制，不大擔心會爆發。”王海生說。

　　地方政策的不確定性亦會影響投資者熱情。江蘇光伏產業協會秘書長魏啟東告訴《財經》記者，國家政策出臺后，企業都在詢問，江蘇要在年內執行的1.4元/千瓦時電價會否繼續。“省政府目前還沒有給我們任何答復，現在有些項目就停在那了，企業要等政策清晰了之后再決定是否繼續。”魏啟東說。

　　華泰聯合證券預計，今年國內光伏市場安裝將實現100%以上增長，驅動力主要來自地方大型地面電站項目。2012年，光伏市場安裝量將達到2.9吉瓦，僅能提升全球市場2%的需求。此外，從目前可再生能源規劃草案及財政補貼專項基金的角度分析，國內光伏市場亦將維持一個相對合理的市場增速，超預期空間不大。

　　王世江指出，國內創新機制缺乏，且對知識產權和技術的保護嚴重缺位，這使得許多光伏企業主要以代工作為盈利模式，產品同質性高、附加值低。因此，大訂單意味著產品資金周轉加快，企業開工率高，故企業更多偏向于走量。這樣，在內需不足、國內缺乏大型光伏渠道商的情況下，面對國內外需求，企業一般都會選擇量大的國外單子。

　　《財經》記者了解到，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，安裝好了支架之后卻買不到組件。而今年國外市場需求疲軟，青海一家光伏電站廠又往往聚集了七八家組件商。

　　王世江說，中國以出口為導向的政策造成了“先緊國外，后緊國內市場”的局面，而且光伏產品出口享受退稅優惠，而銷往國內卻沒有這種補貼，“企業的市場選擇可想而知”。

　　王世江認為，國內光伏產品質量標準缺失亦限制了市場應用的進一步擴大，劣質產品導致電站收益率降低，可能影響光伏產業投資熱情。據介紹，光伏上游產業鏈企業目前已超過600家，2010年間，半導體生產商、家電生產商甚至農產品制造商均紛紛涉足這一行業，造成行業良莠不齊。

　　嚴大洲表示，伴隨此輪多晶硅價格下降，行業又將迎來新一輪洗牌。“2008年金融危機時，中國一大批企業出現虧損，到第二年時只有兩家至三家企業贏利。那是第一輪打擊，現在是新的一輪生死線。”他預計，“十二五”期間將會出現又一輪大企業重組收購熱潮。

　　“這兩年光伏的發展歷經坎坷，這回總算見到曙光。”不便具名的投資商對《財經》記者說，“先不要苛求政策，慢慢等著它完善吧，能出來就是好事。”