國家能源局最新數據顯示，今年1-3月，全國新增光伏發電裝機容量714萬千瓦，同比增加52%。業內專家認為，驚人的裝機增速，是光伏企業對于“6.30”電價調整的應激反應。在走過電站建造初裝成本一次性補貼的1.0時代后，全電量度電補貼的2.0時代也將結束，我國的光伏產業正在進入新補貼時代。

電價的分類

 

無補貼，則無光伏產業。這是光伏業內人士的共識。

從歐洲開始的光伏補貼推動了人類利用太陽能的進程，也推動著中國成為了世界第一大光伏電池生產國。

2011年，歐洲市場逐漸飽和，光伏產能需求比從41∶16.7劇降至63∶21。為此，中國推出電價補貼制度，希望能夠借此消化過剩產能，幫助中國的光伏企業渡過難關。

“補貼是國家扶持以光伏為代表的新能源產業的一劑良藥。在補貼之下，光伏產業得以快速成長。”蘇美達能源控股有限公司市場部總經理袁全接受《經濟》記者采訪時說。

誠然，2011年以來，中國的光伏電站和分布式項目迅速蔓延。截至2015年底，中國連續三年實現光伏發電新增裝機容量全球第一，累計裝機總量約43GW，已經成為全球光伏發電裝機容量最大的國家。

就在此時，國家發改委下發通知，決定進一步下調光伏電站的上網標桿電價。

按照規定，2016年以前備案納入年度規模管理的光伏發電項目，如果未能于2016年6月30日前完成并網發電，將執行新的電價標準。這意味著，Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類資源區的光伏電站度電補貼將分別下降0.1元、0.07元和0.02元。

“這表明，我國政府已經開始意識到，隨著光伏產業的發展和國際大環境的變化，當前的補貼政策已經不能適應光伏產業進一步發展的需要。”長期關注光伏補貼的中南大學商學院教授熊永清接受《經濟》記者采訪時說。

“國補”拖欠，“地補”驚人

“中國光伏補貼的1.0時代是‘金太陽+建筑一體化’階段，這時期的項目主要是屋頂項目，補貼的主要形式是電站建造初裝成本的一次性補貼。但由于初裝補貼僅僅針對裝機量，忽視了電站的發電量，導致部分電站的設備和建造質量都差強人意，僅實施了3年，1.0階段就結束了。”袁全說。

廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強也告訴《經濟》記者，“金太陽工程”時期的補貼方式是有問題的，出現了很多騙補的現象。

2013年8月，國家發改委在《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》文件中明確提出了沿用至今的光伏補貼模式，使得光伏進入了全電量的度電補貼時代。

按照規定，光伏電價超出煤電價格的部分需由財政負擔;而分布式光伏發電自用后的剩余電量，則按脫硫煤電上網價收購，同時實行每度電0.42元的國家補貼標準，也由國家發放。

自此，中國光伏發電裝機總量飛速增長，很快從2013年底的17.5GW一躍而至2015年底的43GW。

與此同時，隨著技術進步，光伏發電的成本正在快速下降。第十二屆全國人大代表、晶科能源CEO陳康平告訴《經濟》記者，目前，西部地區光伏發電的成本約0.6-0.7元/千瓦時，中部地區的成本約0.8元/千瓦時。

對照2013年8月發布的每千瓦時1元、0.95元和0.9元的上網標桿電價，即便是少有“地補”的地面光伏電站項目，其盈利能力也非常可觀。“2015年，光伏電站開發投資的內部收益率超過10%，遠高于制造業平均水平。”中國光伏行業協會秘書長王勃華在今年1月舉行的“光伏行業2015年回顧與2016年展覽研討會”上說。

而在地方補貼的加持之下，分布式項目的盈利能力更加驚人。

“據我了解，在北京，依靠融資租賃(融資成本起碼在8%)，已經有分布式發電項目能夠做到4年就收回成本。”中國能源經濟研究院光伏研究中心主任、首席光伏產業研究員紅煒接受《經濟》記者采訪時指出，在宏觀經濟增速放緩的背景下，“4年就收回成本，這個回報率是相當高的”。

上述項目之所以能夠取得如此好的投資回報，主要原因在于，北京針對分布式項目的補貼標準較高。“除了0.42元/千瓦時的‘國補’，(在2015-2019年間)還有0.3元/千瓦時的市級補助。可以說，是國內最好的補貼價格。”紅煒說。

除了北京之外，上海、浙江、安徽、江西等地區也紛紛在“國補”基礎上加碼省級、市級甚至縣級補助。資深光伏從業人士王淑娟就曾撰文指出，在浙江省溫州市永嘉縣，國省市縣四級光伏補貼總和居然高達1.3元/千瓦時(地方補貼期限為5年)，幾乎是國內大部分地區的煤電標桿上網電價(0.38元/千瓦時)的4倍。

對此，中國可再生能源學會理事、中國科學院電工研究所研究員王文靜接受《經濟》記者采訪時評價說：“最近半年到一年，光伏制造行業部分企業的財務報表確實又變得比較‘好看’了，盈利水平又提高了。”

同時，除了直接受益于補貼的光伏電站和分布式項目之外，位于產業鏈中游的光伏制造業企業也逐漸走出低迷。數據顯示，2015年，中國33家光伏制造業規范企業平均利潤率為4.7%，比2014年提高了30.6%。“這給光伏補貼下調留出了一定的空間。即便如此，這些企業基本上也只是大型常規制造業的利潤率，并不是暴利。”王文靜說。

紅煒則指出，較高的收益保證使得中國的光伏市場發展迅速，但缺乏秩序、并不規范。“現在，中國的光伏市場靠得更多的還是人際關系，黑箱操作的情況非常突出。我和這個省長、市長好，我就能夠拿到‘路條’。什么‘歪瓜裂棗’企業，靠關系都能鉆進來，把市場都攪亂了。”

補貼“催熟”的光伏產業還引發了巨大的財政負擔。

盡管光伏“國補”的重要來源——可再生能源電價附加費的征收標準一再提高，已經從2006年的0.001元/千瓦時飆升至2016年的0.019元/千瓦時，但仍然難以滿足急速膨脹的光伏市場需求。

2015年，可再生能源電價附加收入514.87億元，支出519.15億元，其中用于太陽能發電補助的金額82.29億元。中國光伏行業協會提供的數據顯示，到2015年底，光伏發電項目累計被拖欠補貼大約400億元。

補貼新時代正在來臨

“由于光伏發電初始成本較高、消費者的消費慣性以及市場的預先鎖定，光伏產業的發展離不開財政扶持。這也是發達國家扶持新興產業的普遍做法。”熊永清指出，光伏產業初期投入大，但投資回收期長，很難在短期內獲利，且有資金流斷流的風險。因此，政府對于光伏行業的補貼必不可少。

但是，在產業進入規模化生產后，光伏產業經歷了技術和市場的檢驗，逐漸開始走向成熟，政府應當及時地調整補貼的重心，并逐步弱化補貼，引導光伏企業走向市場化進程。

王文靜也表示，下調電價補貼是大勢所趨，但需要經過詳細測算。“從國家能源替代的角度考慮，下調補貼是對的。但是，下調的速度以及區間，應當考慮制造業和電站的收益。”

他還指出，下調電價并不能解決補貼拖欠問題。“假如補貼原來是10元，現在下調到8元。也許企業還是有利潤空間的。但是，如果即便是8元也不到位，那問題就更嚴重了。光伏企業可能會死得更快。”

光伏企業卻并沒有那么悲觀。

隨著光伏電站整體建造成本的逐步下降，“產業界也已經注意到，補貼金額也在逐步下調”，袁全說。但在他看來，這不僅是補貼2.0時代的結束。更是一個新時代的開始。

需要注意的是，盡管地面光伏電站補貼拖欠嚴重，補貼額度也在下調，但分布式度電補貼并沒有下降。另外，比起申請“路條”，分布式門檻相對低，又容易就地消納。

與此同時，各地財政給出的地方光伏補貼大多用于支持分布式項目。相較“國補”，很少出現拖欠現象。“據我了解，地方補貼很少會拖欠。因為凡是有地方補貼的，一般都是在經濟發達或電力負載地區。一般比較有錢，拖欠的情況很少。”紅煒說。

因此，袁全認為，這將為分布式項目的發展提供契機。“我們已經把分布式項目作為未來的發展方向，開始戰略布局。”

除了蘇美達之外，天合、晶科等光伏企業也在紛紛加碼分布式。就連工程機械巨頭三一重工，也提出將在未來5年投資300億元用于分布式光伏。這意味著，它將拿出自身銷售收入的60%用于分布式光伏。

袁全還特別指出，和傳統能源領域的資金均來自國家資本不同，光伏領域尤其是分布式光伏領域的資本來源和資本運作模式要更為多元化。針對分布式光伏項目的發展前景，如果完全依靠第三方在業主屋頂投資項目而業主不能深度參與投資全過程，將很難真正大規模推動分布式業務的健康發展。“為此，蘇美達推出了國內首例光伏電站發電量保險。這樣一來，業主主投的項目建成并網之后，在3-8年的時間內，國家給予分布式的政策紅利將由業主享有，相信會有越來越多的業主、社會投資者和專業投資機構主動地深度關注并參與到分布式光伏項目的投資中來。”

鏈接：騙補橫行的“金太陽工程”

自誕生之日起，“金太陽工程”的爭議便從未間斷。

2009年7月16日，財政部、科技部、國家能源局聯合發布《關于實施金太陽示范工程的通知》，決定采取財政補助、科技支持和市場拉動方式，加快國內光伏發電的產業化和規模化發展，并計劃在2-3年內，采取財政補助方式支持不低于500MW的光伏發電示范項目。

按照規定，由財政部、科技部、國家能源局根據技術先進程度、市場發展狀況等確定各類示范項目的單位投資補助上限。并網光伏發電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。

上述補貼方式正是業界所熟知的“事前補貼”方式，即項目投資方在項目開建之前拿到補貼。據了解，“金太陽工程”的門檻很低，只要能拿到電網和屋頂路條，就可以去申報，成功后就能拿到一大筆補貼資金。

“跑項目、騙補貼、拖工期、以次充好”等各種“金太陽”的流言蜚語便隨之而生，而實際情況似乎也好不到哪去。

在巨大誘惑之下，得到補貼成了第一要務，而為了獲得更多，有的企業甚至采購劣質材料進行建設。2012年5月，當時國家電網經營區的4批354個“金太陽工程”項目，只有157個提出接入前期申請，占比僅為44%。

經過3年的發展，政府逐漸意識到了“金太陽”存在的缺陷。2013年，財政部對2009-2011年“金太陽示范工程”財政補助資金進行清算。此后不久，“金太陽工程”正式被廢止。

平價上網需補貼嗎?

今年4月，國家能源局新能源與可再生能源司副司長梁志鵬在公開演講中提到，2020年，風電光伏基本可以平價上網。國家電網公司原董事長兼黨組書記劉振亞也曾在公開場合發言稱，2020年，我國光伏發電成本可能降至0.3元/千瓦時。

看起來，光伏成本下降、替代常規能源已經指日可待。到那個時候，我們還需要補貼嗎?

平價上網問題重重

對于“2020年基本實現平價上網”這一判斷，受訪專家不約而同地指出其“過于籠統、樂觀”。

“平價上網中的‘價’蘊含多重意思。”中國可再生能源學會理事、中國科學院電工研究所研究員王文靜說：“從用途看，老百姓用的電是0.5元/千瓦時，工業用電差不多0.8元/千瓦時，商業用電是1元/千瓦時;從地區看，江浙、深圳電價比較高，三峽水庫附近，電價就比較低。到底怎么才算平價?”

另外，王文靜強調，在歐洲的一些國家，常規電力電價相對較高。在那里應用與我國相同的技術，已經能夠實現平價上網了。“常規能源電價上升，光伏電價下降，這是必然的趨勢。但是，中國的煤電價格沒有把環境成本算在內，如果常規能源價格不變，僅僅依靠光伏電價下降，可能很難實現價格曲線的交匯。”

中國能源經濟研究院光伏研究中心主任、首席光伏產業研究員紅煒則認為，光伏發電成本的影響因素十分復雜，難以做出清晰的判斷。“光伏是一個確定收益市場。如果經濟形勢向好，融資成本上升了，它的整個財務模型就會發生變化。很難判斷。”

國家發改委能源研究所研究員王斯成也曾經數次修正其對平價上網時間點的判斷：從最初的2017年，到2020年、2025年直至2030年。

相比于業內專家的謹慎態度，晶科能源副總裁錢晶接受《經濟》記者采訪時則表示，“2020年基本實現平價上網是有可能的”。

“根據現在晶科自己內部的技術開發路線和技術儲備，未來3-5年時間里，組件效率將在目前基礎上提升20%-30%左右，如果其他包括逆變器等部件的效率也能再次提升，加之工程設計的精進，那系統成本下降一半的概率還是很好的。”但是，錢晶同時表示，問題的關鍵在于“少棄光”，否則所有的技術進步和成本下降都沒有意義。

棄光問題亟待解決

國家能源局最新數據顯示，2016年一季度，光伏發電量為118億千瓦時，同比增加48%。但是，全國棄光限電量也達到了19億千瓦時，其中，甘肅棄光限電8.4億千瓦時，棄光率39%;新疆(含兵團)棄光限電7.6億千瓦時，棄光率52%;寧夏棄光限電2.1億千瓦時，棄光率20%。

在王文靜看來，棄光現象之所以愈演愈烈，與我國電網結構、經濟結構息息相關。

“咱們國家的發電機組都是大機組，比如額定功率100萬千瓦。我們也可以把功率降低到80萬千瓦，但是這個時候，機組是會虧損的。所以，當光伏發電量上升，用電量又不變，就只能把火電的部分降下來，火電機組就會受損。”王文靜說，火電機組關停后，不僅開機時間長，而且操作流程復雜，所以一旦日照不足，無法及時恢復供電。“關停火電機組造成的損失，可能是風電光伏省出來的經濟效益的幾十倍，實際上影響了電網、電力公司的正常運營，當然不受歡迎。”

但在歐洲國家，它們的發電機組不全是燃煤大機組，還有一些燃氣、燃油的小機組。“這些小機組，它們關停和啟動的時間在分鐘量級。這樣就可以預測：今天太陽幾點鐘出來，日照時間大概多長，然后就可以逐漸關停燃油燃氣小機組，增加光伏發電，整個發電結構彼此配合。”

而在經濟結構方面，盡管甘肅、寧夏、新疆等西部干旱沙漠地區陽光好，日照充足，但正是由于干旱沙漠缺乏工業生產企業，人口又少，才沒有辦法就地消納。“長途輸電就需要電網架設長途輸電線路，成本很高，但只有白天才輸電，成本回收周期很長。這就相當于，修一條高速公路，每天只開8個小時，其他時候都是關著的。高速路的收費得收到什么時候?”王文靜說。

建議加強儲能補貼

正是因為光伏發電不夠穩定，可能對電網造成沖擊和傷害，廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強告訴《經濟》記者，即便光伏發電平價上網能夠實現，但仍然需要對電網做出補貼。

“現在光伏發電占總發電量的比例才不到2%，對電網的影響還不明顯。一旦光伏發電的比例增大，電網的成本會顯著上升。如果不補貼電網，電網很可能會拒絕接入光伏發電。”在林伯強看來，這其實相當于，把原來補給光伏的補貼轉移到了電網。

為此，林伯強指出，應當加強對儲能技術的補貼，以減少對電網的沖擊和傷害。“儲能技術如果不出現，光伏走不遠。這邊成本下去了，那邊成本又上來了，沒完沒了。但是，如果儲能技術出現了，光伏又以微網、分布式的方式出現，這邊成本下降，不會造成那邊電網成本的上升。那個時候，光伏競爭力就比較高。”

紅煒完全贊成這一觀點。他認為，真正完全市場化的光伏發電，其實不單是指光伏發電成本具有市場競爭力，還應該加上儲能。“光伏發電多少還是有點垃圾電的性質，是不確定的，必須使它與儲能相配合，再加上調峰機制，才能夠使得光伏發電占有市場。”

林伯強和紅煒呼吁，目前單方向補貼發電項目的做法是不對的，還應該補貼儲能。

“光伏發展到某一階段是發展不下去的，必須要發展儲能。所以，至少應該把儲能放在和光伏一樣重要的位置，它是整個風電、太陽能系統的核心。如果人類真的有一天看到了嶄新的能源系統，那個能源系統必然是以‘儲能+微網’形成的。沒有儲能，改變不了傳統的能源系統。”林伯強說。

“在德國，2014年以來，光伏補貼幾乎停滯在現在的水平上，但它同時加大了對儲能的補貼來促進儲能的發展。在中國，我看到國家是喊了口號，要注意扶植、發展儲能，但是目前，我們對儲能的補貼力度無疑還不夠。”紅煒說。