太阳能标杆电价政策意义大于实际意义

电力18讯：    卢小兵 叶旭晨

    8月1日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》。通知要求，2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日前建成投产、国家发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税，下同)；而2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。今后，国家发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整。

　　对于此次太阳能上网电价的确定，我们认为，该标准的出台，使得光伏发电有了统一的电价标准。但其政策意义远大于实际意义，是否能够真正改变我国光伏企业对国外市场过度依赖的局面，促进光伏产业的快速发展，还要看后续地方政府根据基准电价制定的具体补贴政策。其政策意义就在于，一个固定的上网电价政策有助于建立长期明确的规划，让所有的光伏企业、投资者或其他参与方能明确判断光伏产业的发展前景，从而有信心进一步向这一领域投资。

　　从德国的经验看，上网电价政策的推出可以看作是光伏应用市场正式启动乃至蓬勃发展的标志。2000年德国政府颁布并实施了《可再生能源法案》，对光伏发电实施每千瓦时0.99马克的上网电价。至2004年，德国政府又对《可再生能源法》进行了修正，规定给予不同的太阳能发电形式为期20年每千瓦时0.457~0.624欧元的补贴，上网电价每年按照一定比例递减。至此，德国的光伏市场呈现出爆发式增长，2006年以来德国新增光伏发电装机容量一直处于世界前列。德国经验也被西班牙、意大利、捷克等国家效仿，几个国家纷纷出台上网电价法案，并取得了不小的发展。

　　我们认为，以当前的标杆电价水平，对光伏发电企业和光伏项目而言具有较大的成本控制压力，不像预期的那样乐观。

　　我们对并网光伏发电系统成本与度电成本进行了简单测算。这项测算包括系统初始投资、年运行维护费、工资及福利费、设备更新和大修费、系统效率等10个方面。在系统初始投资方面，2008年上半年，并网光伏发电系统成本约为每千瓦4万元，金融危机爆发后，光伏组件价格大幅下滑，系统成本下降。采用固定式光伏阵列的并网光伏发电系统成本降至每千瓦2.15万元(未考虑无功补偿设备费用)。设备更新和大修费方面，光伏组件的寿命长达20~30年，并网光伏发电系统没有蓄电池组，无需考虑光伏组件的更新和蓄电池维修费用；逆变器和其他电气设备在寿命周期内只需部分更新，全部电器设备在寿命期内的更新和大修费用按照逆变器的一次初投资计算，约占并网光伏发电系统初始投资的8%~10%。

　　综合以上10个方面因素，在未考虑光伏电力输送成本及其他电网服务成本，并且在未考虑货币时间价值的情况下，按并网光伏系统年有效利用时间1500小时计算，我们测算出并网光伏度电成本为每千瓦时1.26元左右，远高于标杆电价水平。进一步考虑光照和人力成本等差异，东部省份的运行成本有可能更高，而西部包括西藏、内蒙古、青海和宁夏等地区则可能实现少量盈利。

　　因此，短期内国内光伏企业要争抢较高的标杆电价水平，必然加快投资的进度，相应地，促使光伏行业的产能释放，有利于行业的收入增长。从长期来看，由于所确定的标杆电价水平低于大部分企业的盈利水平，有可能促进行业的洗牌，同时促使企业加强成本控制，并加快技术升级速度，对行业将产生长远的推动作用。

　　光伏产业是严格的政策扶持产业，以当前的技术和装备条件，行业还很难实现完全市场化的商业运营，政府的补贴政策是行业发展的关键，尤其是地方政府补贴部分的落实，是行业持续发展的关键。