補貼模式利弊顯現 光伏經濟賬待估算

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

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

大型光伏電站經濟賬待估算

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

根據2011年8月份發改委《完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》顯示，2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、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，下同）； 2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，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元執行。

自上述國家光伏上網電價政策出臺之后，國內光伏應用市場迅速響應，呈現出爆發式增長態勢。各省光伏企業不遺余力地日夜搶建大型光伏電站項目，掀起建設大型光伏電站的高潮。在青海格爾木現場，上百輛裝滿組件產品的重型貨車來回穿梭，往返猶如星盤的工地。有關專家透露，2011年底，僅青海一個省份光伏電站并網已達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擴大省內光伏電站規模。至此，2011年全國光伏裝機總量已達3.6GW，比2010年之前的光伏規模總和翻了4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光伏應用市場的打開，擴大了光伏發電的能源占比份額，對光伏產業發展具有積極的推動作用，但也出現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且經濟欠發達的西部荒漠地帶，發出的光電無法送出，當地又無力消納，由此來看，現階段建設大型荒漠光伏的經濟賬有待重新估算。

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，且當地電網基礎建設極度不完善，使得光伏所發之電難以輸出，出現了國家補貼了巨額資金卻拿不到電量的困局，其發展趨勢大有步“風電三峽”后塵之勢。

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

既然國家建了這么多荒漠光伏電站，是否有送電的相關規劃呢？但據了解，遠距離輸送光電，同樣需要面臨與輸送風電一樣的困境。需要通過電網層層升高電壓，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施。以青海為例，青海最大的光伏基地格爾木光伏電站所發電力需要通過升壓變壓器，以中壓或高壓接入電網，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，光伏所發電力只好選擇繼續向東部輸送，傳輸距離甚至達幾千公里以上，所發有限電力在傳輸過程中消耗殆盡，電站經濟效益無從談起。

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。隨著光伏電站建設成本的大幅下降，高額補貼產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分食補貼資金。

隨著可再生能源發電迅猛發展，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，就需要兌現百億元的補貼資金，且尚有40億的風電資金缺口未補上，補貼資金早已處于入不敷出的狀態。由于國家的補貼要從當地的上網電價補起，而西部地區上網電價又特別的低，不到0.3元/千瓦時。對此，行業專家多次給記者計算，表示政府補貼的資金壓力巨大。

據了解，用于支持新能源發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。可再生能源電價附加資金最初的征收標準為2厘/千瓦時，自2009年11月起調至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，從原來征收的4厘/千瓦時上調至8厘/千瓦時，此次上調幅度主要用來彌補新能源補貼資金的缺口。但我們仍需清醒地認識到，提高征收標準僅是權宜之計，不合理的補貼標準只會讓國家付出高昂學費。目前已出現“寅吃卯糧”的跡象。一家在格爾木投資的電站負責人表示，電站已與去年底并網，但還沒有拿到國家補貼資金，預計最好的情況有可能在今年第三季度才能申請下來。

有行業專家表示，大力發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補貼的目的，是降低或取消今后的補貼。光伏市場的規模擴大應該以補貼逐漸減少為前提，而不應是高補貼成為刺激光伏規模擴大的條件，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。

盡管光伏上網電價所帶來的問題不斷出現，但也并非無可取之處，業內對其執行的補貼方式卻給予了一致的認可。根據文件，補貼依照實際發電量給予發放，有關專家表示，這一點是符合市場經濟規律的，也是光伏上網電價最合理的地方。“你發多少電，我補多少錢，發的電越多，拿到的補貼就越多”，用市場規律控制了電站的建設質量，杜絕了業主以次充好的行為，值得推廣。

金太陽“撕開”電網一個口子

作為我國促進光伏發電產業技術進步和規模化發展，培育戰略性新興產業，支持光伏發電技術在各類領域的示范應用及關鍵技術產業化的具體行動。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”示范項目規模。“金太陽”示范工程計劃在2～3年時間內實施完成，文件規定納入金太陽示范工程的項目原則上按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助，偏遠無電地區的獨立光伏發電系統按總投資的70%給予補助。

根據部署，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惠等政策，重點支持在大型工礦商業企業、公益性事業單位，偏遠和欠發達的無電地區，光資源豐富地區，開展總規模不小于500兆瓦的光伏發電系統示范推廣應用，啟動國內光伏發電市場。相關資料顯示，前三次規模分別是，2009年624MW，2010年272MW；2011年600MW。

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

靠近電力負荷區是“金太陽”示范工程的最大優勢，而讓其具有的重要積極意義還在于，電網公司允許“金太陽”項目業主使用不超過10%用電量的情況下可以自發自用，如同撕開電網一個口子。如客戶原來用電網的100千瓦時電，現在電網原則上允許用戶使用不高于10千瓦時的電自發自用，剩余90千瓦時仍將由電網購買。盡管10%的電量規模占比依然很能少，自發自用的電頂掉了銷售電價的電。如銷售電價是0.8元/千瓦時，那么使用自發自用1千瓦時電，就相當于節省了0.8元的成本，對用戶建設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占比的限制以及自發自用的規模總量不大，其效果并未完全發揮出來。根據相關統計數據，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電小時數已經超過了2400小時；而花費32億人民幣的“金太陽”示范工程項目發電利用小時數僅為300個小時，發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”示范工程最大的優勢在于靠近電力負荷區，光伏所發電量可以就地消納，不產生電網環節的輸送成本。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用領域的重要發展方向。業內人士預計，隨著工業用電的上調趨勢，以及光伏發電依然存在的下調空間，今年“金太陽”示范工程將有可能創下申報高峰。

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