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文/經(jīng)濟學(xué)與公共政策學(xué)者，中國國務(wù)院研究室副司長
我國光伏產(chǎn)業(yè)面臨嚴峻形勢，既有國際市場需求減弱的影響，也與國內(nèi)政策不配套導(dǎo)致的需求不足直接相關(guān)。當(dāng)前，應(yīng)通過擴大國內(nèi)市場需求，消化現(xiàn)有光伏產(chǎn)能。適時調(diào)整政策，鼓勵小規(guī)模、分布式光伏發(fā)電；在補貼總量有限的情況下，優(yōu)化光伏發(fā)電的補貼政策；發(fā)展靈活、開放、安全的智能微電網(wǎng)，為光伏發(fā)電提供高效便捷的接入和結(jié)算服務(wù)；完善各部門協(xié)調(diào)機制，促進光伏產(chǎn)業(yè)擺脫困境。
一、光伏產(chǎn)業(yè)面臨的嚴峻形勢
近年來，在國際市場帶動下，我國太陽能光伏產(chǎn)業(yè)快速成長。到2011年底，光伏組件年產(chǎn)量達2100萬千瓦，約占全世界當(dāng)年安裝量的70%，連續(xù)四年位居世界第一。但是作為一個高度外向型產(chǎn)業(yè)，光伏產(chǎn)業(yè)受全球經(jīng)濟衰退影響，面臨著前所未有的挑戰(zhàn)。
自2011年下半年開始，我國光伏行業(yè)整體盈利能力急劇下降。2012年一季度，在國外上市的十家主要企業(yè)虧損6億多美元。今年上半年，A股光伏企業(yè)超過八成業(yè)績下降。資本市場看空光伏行業(yè)，債務(wù)負擔(dān)沉重。截至今年上半年，我國最大的10家光伏企業(yè)債務(wù)累積超過1100億元人民幣。無錫尚德、江西賽維等骨干企業(yè)在納斯達克的股價已跌至1美元以下，面臨著退市、破產(chǎn)的風(fēng)險。貸款逾期現(xiàn)象普遍，僅國家開發(fā)銀行2009年以來給光伏企業(yè)的信貸規(guī)模就超過了2600億元，由此帶來的金融風(fēng)險亦不可小視。
我國光伏行業(yè)陷入生存困境，原因是多方面的。一是嚴重依賴國際市場。2011年我國光伏產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)銷售收入280億美元左右，其中出口額約258億美元，對外依存度維持在90%左右，主要出口地為歐盟、美國、澳大利亞、日本等。隨著美國“雙反”懲罰性關(guān)稅出臺以及歐盟對華“雙反”調(diào)查啟動，我光伏組件在國際市場的份額已大幅萎縮。二是國內(nèi)光伏產(chǎn)能增長過快。自2009年下半年起，國內(nèi)光伏組件生產(chǎn)商開始擴產(chǎn)，到2011年底全國總產(chǎn)能約4000萬千瓦，而當(dāng)年全球光伏市場安裝總量僅2800萬千瓦左右。全國光伏產(chǎn)能一半以上閑置。盡管如此，仍有100多個城市提出打造光伏產(chǎn)業(yè)基地，10多個城市提出打造雙千億光伏產(chǎn)業(yè)基地。三是國內(nèi)市場尚未有效啟動。2011年，國內(nèi)光伏市場安裝量220萬千瓦，僅是全部光伏電池產(chǎn)量的10%左右。
二、國內(nèi)光伏市場的突出問題
當(dāng)前，歐盟的反傾銷裁決可能很快出臺，大多數(shù)企業(yè)已到了生死存亡的邊緣。有關(guān)部門和地方政府出臺了財政、金融、稅收等措施進行救市，雖然會有一定效果，但對于規(guī)模巨大的光伏產(chǎn)業(yè)來講仍嫌不足。在這種形勢下，唯有大幅度擴大國內(nèi)市場需求，才是緩解全行業(yè)困境的根本出路。
我國大規(guī)模開展光伏應(yīng)用的優(yōu)勢明顯。全國太陽能豐富地區(qū)占陸地面積的2/3，資源潛力遠優(yōu)于歐洲。光伏發(fā)電的經(jīng)濟性不斷改善。“十一五”以來，光伏組件價格平均每年下降25%，從2006的30—35元/瓦，降至2012年5—6元/瓦。在資源條件較好的地區(qū)，光伏電站的發(fā)電盈利點已普遍低于1元/千瓦時，將業(yè)界的預(yù)期提前了10年左右。國家高度重視光伏產(chǎn)業(yè)。建立可再生能源基金、實施“金太陽示范工程”、“建筑物屋頂光伏”等補貼光伏發(fā)電。截至2011年底，我國太陽能發(fā)電裝機約300萬千瓦，規(guī)劃到2020年達到5000萬千瓦。盡管如此，大面積推廣光伏發(fā)電仍面臨著多方面的制約因素。
第一，指導(dǎo)思想上的問題。光伏發(fā)電仍然延續(xù)了風(fēng)電 “大規(guī)模、高集中度開發(fā)，遠距離、高電壓輸送”的思路，把開發(fā)的重點放在西北荒漠地區(qū)。西北五個省光伏發(fā)電裝機185萬千瓦，占全國的60%以上，主要都是大型光伏電站。西北雖然風(fēng)光資源豐富，但本地市場消納空間有限，要用特高壓遠距離輸送到一、兩千公里外的華東、華中使用。由于太陽能發(fā)電具有隨機性、間歇性的物理特性，年發(fā)電等效利用小時數(shù)只有火電正常情況下的1/4左右，大規(guī)模集中開發(fā)給電網(wǎng)調(diào)度運行增加了困難。加上輸電線損和變損，電網(wǎng)購買這些新能源是很不經(jīng)濟的。從能源利用的一般規(guī)律看，分散稀薄的能源應(yīng)當(dāng)分散利用，如果集中利用代價會比較大，風(fēng)電、太陽能發(fā)電就屬于這種情況。歐美實行“小規(guī)模、分布式，低電壓、就地分散接入系統(tǒng)”的模式，滿足了大部分新增電力的需求。這種模式對電網(wǎng)主頻率和電壓等重要參數(shù)的影響甚小，更符合風(fēng)電、光伏發(fā)電的特性和目前技術(shù)水平。
第二，補貼效果不夠理想。
一是金太陽示范工程。這一工程從2009年開始啟動，對并網(wǎng)光伏發(fā)電項目按光伏發(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)按總投資的70%給予補助，三年累計使用補貼資金約100億元，有力支持了身處困境的光伏企業(yè)。但是，由于補貼辦法是按申報事先撥付資金，很難控制設(shè)備質(zhì)量和工程建設(shè)質(zhì)量，實際并網(wǎng)規(guī)模、電站質(zhì)量，特別是最為關(guān)鍵的發(fā)電量難以達到申報水平。補貼并未有效拉動光伏產(chǎn)品需求。
二是可再生能源電價附加。2011年，國家發(fā)改委發(fā)布了首個全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價補貼政策，每千瓦時補貼至1.15元或1元。即：超出常規(guī)火電上網(wǎng)標桿電價的部分，由銷售電價中加收的可再生電價附加基金支付?？稍偕茉措妰r附加的標準，從最初的2厘/千瓦時，提高到2009年11月的4厘/千瓦時，2011年12月提高到8厘/千瓦時。按現(xiàn)在標準，理論上每年應(yīng)收可再生能源基金約300億元，由于各種減免政策政出多門，征收過程管理不規(guī)范，現(xiàn)基金實際年收入不到200億元。這些錢將主要用于風(fēng)電補貼，約180億元，其它用于電網(wǎng)接入系統(tǒng)工程、生物質(zhì)能發(fā)電、垃圾發(fā)電、光伏發(fā)電等，總量嚴重不足。目前基金補貼大量拖欠，風(fēng)電只補到2010年第四季度。光伏發(fā)電能夠使用基金的數(shù)量較少。
第三，缺少智能電網(wǎng)技術(shù)的有效支撐。在發(fā)達國家，智能微電網(wǎng)是為了適應(yīng)多種電源形式、分布式能源（風(fēng)、光等新能源和頁巖氣）發(fā)展，在用戶側(cè)興起的電網(wǎng)建設(shè)和運行模式，國際科技界謂之“第三次工業(yè)革命”。它以現(xiàn)代互聯(lián)網(wǎng)為代表的信息和控制技術(shù)為基礎(chǔ)，以最大程度利用不穩(wěn)定供能的新能源為目標，具有高度的靈活性、可接入性和安全性，能夠滿足用戶兼具發(fā)電和用電的特性。譬如，美日歐大規(guī)模實施屋頂光伏計劃，很多家庭白天用屋頂光伏發(fā)電，除滿足自己使用，多余電力可以賣給電網(wǎng)；不足則從電網(wǎng)買電，形成了千家萬戶、星羅棋布使用光伏的格局。國外這些分布式電源點也正是中國光伏產(chǎn)品的主要客戶，德國、意大利2011年光伏分別建成750、900萬千瓦，主要是屋頂項目。我國按照1995年通過的《電力法》，“一個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)只設(shè)立一個供電營業(yè)機構(gòu)”。除了電力公司其它機構(gòu)不得出售電力。這一規(guī)定顯然落后于現(xiàn)代電力發(fā)展的趨勢。近年來，國家有關(guān)部門和電網(wǎng)企業(yè)著力開發(fā)智能電網(wǎng)，主要目標是滿足電力大規(guī)模、集中、遠距離輸送的需要，對如何向微網(wǎng)、分布式能源開放尚未提上日程，這在很大程度上制約了光伏產(chǎn)品在中國的使用。
三、開拓國內(nèi)光伏需求的思路
我國光照資源豐富，光伏產(chǎn)品成本較低，國家政策大力支持。在外需不足的情況下，適時啟動內(nèi)需，時機已經(jīng)成熟，條件基本具備，以下措施似有利于啟動國內(nèi)光伏市場。
第一，調(diào)整光伏發(fā)電發(fā)展思路。大力發(fā)展小規(guī)模、低電壓、近消納、直接接入配電網(wǎng)系統(tǒng)的分布式光伏發(fā)電。從投入產(chǎn)出效益和經(jīng)濟性、電網(wǎng)安全性出發(fā)，今后不宜在西部大規(guī)模開發(fā)光伏發(fā)電項目。在各地實施“屋頂光伏”計劃，鼓勵從事光伏發(fā)電的企業(yè)、工業(yè)園區(qū)、商業(yè)單位和家庭“自發(fā)自用、多余上網(wǎng)”。
第二，優(yōu)化補貼資金使用。光伏發(fā)電與常規(guī)能源相比經(jīng)濟性較差，還不具備競爭力，補貼規(guī)模決定了發(fā)展規(guī)模。要通過優(yōu)化資金使用，以有限的補貼帶動盡可能多的光伏發(fā)電。通過合理的制度安排和競爭機制，促進光伏發(fā)電成本不斷下降，最終達到與常規(guī)發(fā)電可以競爭的水平。
一是建立光伏發(fā)電補貼的穩(wěn)定來源。充分發(fā)掘現(xiàn)有政策潛力，取消各地自行出臺的可再生能源電價附加減免政策，加強征收和使用各環(huán)節(jié)的管理，做到應(yīng)收盡收。僅此一項一年可以增加可再生能源基金近200億元，可專項用于支持光伏發(fā)電。原來基金中用于風(fēng)電、生物質(zhì)能補貼的金額可以基本不動。
二是改變補貼方式，放大帶動效應(yīng)。將光伏發(fā)電補貼方式，從補貼裝機改為補貼發(fā)電量；從補貼發(fā)電端改為補貼用戶端。補貼發(fā)電量可以避免虛報裝機、以次充好。補貼用戶端相當(dāng)于直接替代銷售電價水平，可以比補貼發(fā)電端提高效率數(shù)倍。譬如，目前光伏發(fā)電上網(wǎng)電價為每千瓦時1元，西部省份火電上網(wǎng)標桿電價普遍不超過0.3元，光伏發(fā)一度電國家要補貼0.70元左右。如果要維持這么大的補貼幅度，需要連續(xù)大幅提漲銷售電價，這是我國目前經(jīng)濟社會難以承擔(dān)的。我國東部和中部地區(qū)工業(yè)、商業(yè)用電實際價格水平在每千瓦時0.8～1元左右，如果每千瓦時補助他們0.2—0.3元，他們就有積極性采用分布式光伏發(fā)電。在西部發(fā)電端花0.70元只能補貼1千瓦時，到東、中部用戶端同樣的價錢可以補貼3～4千瓦時左右。
三是統(tǒng)籌集中使用光伏補貼資金。統(tǒng)一使用可再生能源電價附加基金中的光伏補貼、財政資金中用于“金太陽工程”和“屋頂光伏計劃”的資金，一年可以達到近300億元。這些資金如完全用于售電端補貼，按每千瓦時補貼0.2—0.3元計算，每年可補貼光伏發(fā)電量1200億千瓦時（去年全國光伏發(fā)電量為20億千瓦時），相應(yīng)裝機1.2億千瓦，是現(xiàn)有光伏裝機的40倍，可以有效釋放現(xiàn)有光伏產(chǎn)能。
四是通過招標競爭降低光伏補貼成本。光伏補貼是公共財政資金，為達到補貼效益最大化，建議在全國范圍內(nèi)對光伏發(fā)電的業(yè)主進行補貼招標，選擇最低補貼的企業(yè)中標。這一措施有利于通過競爭淘汰光伏產(chǎn)業(yè)中的落后產(chǎn)能，同時西部地區(qū)由于單位電量補貼較高將難以中標，可以限制在遠離電力負荷的地區(qū)發(fā)展光伏發(fā)電。
第三，建設(shè)靈活、開放、安全的智能電網(wǎng)。電網(wǎng)要利用現(xiàn)代信息技術(shù)，為分布式光伏發(fā)電提供高效便捷的接入、結(jié)算服務(wù)。在完成電力市場化改革前，要按照國務(wù)院要求，全面實施節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法，優(yōu)先、全額調(diào)度光伏發(fā)電上網(wǎng)。適時修訂《電力法》，取消“一個供電營業(yè)區(qū)內(nèi)只設(shè)立一個供電營業(yè)機構(gòu)”的規(guī)定，為分布式光伏發(fā)電上網(wǎng)掃清法律障礙。
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