新能源行業(yè)的發(fā)展離不開政府補貼與政策推動。國家對光伏行業(yè)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(xù)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，本期推出大型光伏電站與“金太陽”政策各存利弊的討論，意欲探尋適合中國的最佳光伏補貼方式。
　 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(fā)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(fā)改委出臺的光伏發(fā)電上網電價則直接刺激了光伏企業(yè)投身大型光伏電站的神經。
　　根據2011年8月份發(fā)改委《完善太陽能光伏發(fā)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(fā)電項目，上網電價統(tǒng)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(fā)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(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省(區(qū)、市)上網電價均按每千瓦時1元執(zhí)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(fā)式增長態(tài)勢。各省光伏企業(yè)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(guī)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(guī)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(fā)電的能源占比份額，對光伏產業(yè)發(fā)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(qū)且經濟欠發(fā)達的西部荒漠地帶，發(fā)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(qū)，且當地電網基礎建設極度不完善，使得光伏所發(fā)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(fā)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(fā)達地區(qū)電力緊張、處于極度缺電的狀態(tài)，銷售電價高企成為制約東部經濟的發(fā)展最大因素。有行業(yè)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(guī)劃呢?但據記者了解到,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(fā)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公里-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(fā)電力只好選擇繼續(xù)向東部輸送，傳輸距離甚至達幾千公里以上，所發(fā)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/度的招標價格，以及2011年中廣核以0.729元/度中標價格，國家給出了1.15元/度補貼價格。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(fā)電迅猛發(fā)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(tài)。由于國家的補貼要從當地的上網電價補起，而西部地區(qū)上網電價又特別的低，不到0.3元/度。對此，行業(yè)專家多次給記者計算，表示政府補貼的資金壓力巨大。
　　據記者了解，用于支持新能源發(fā)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唯一途徑。可再生能源電價附加資金最初的征收標準為2厘/度，自2009年11月起調至4厘/度，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/度上調至8厘/度，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(yè)專家表示，大力發(fā)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(yè)補貼的目的，是降低或取消今后的補貼。光伏市場的規(guī)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(guī)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(yè)內對其執(zhí)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(fā)電量給予發(fā)放，有關專家表示，這一點是符合市場經濟規(guī)律的，也是光伏上網電價最合理的地方。“你發(fā)多少電，我補多少錢，發(fā)的電越多，拿到的補貼就越多”，用市場規(guī)律控制了電站的建設質量，杜絕了業(yè)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(fā)電產業(yè)技術進步和規(guī)模化發(fā)展，培育戰(zhàn)略性新興產業(yè)，支持光伏發(fā)電技術在各類領域的示范應用及關鍵技術產業(yè)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(guī)模。“金太陽”示范工程計劃在2-3年時間內實施完成，文件規(guī)定納入金太陽示范工程的項目原則上按光伏發(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)的獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)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(yōu)惠等政策，重點支持在大型工礦商業(yè)企業(yè)、公益性事業(yè)單位，偏遠和欠發(fā)達的無電地區(qū)，光資源豐富地區(qū)，開展總規(guī)模不小于500兆瓦的光伏發(fā)電系統(tǒng)示范推廣應用，啟動國內光伏發(fā)電市場。相關資料顯示，前三次規(guī)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(jiān)管，除資金補貼直補企業(yè)減少中間環(huán)節(jié)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(fā)電項目，只要獲批即可獲得70%的預撥付款，增加了企業(yè)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(qū)是“金太陽”示范工程的最大優(yōu)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(yè)主使用不超過10%用電量的情況下可以自發(fā)自用，如同撕開電網一個口子。如客戶原來用電網的100度電，現在電網原則上允許用戶使用不高于10度的電自發(fā)自用，剩余90度仍將由電網購買。盡管10%的電量規(guī)模占比依然很能少，自發(fā)自用的電頂掉了銷售電價的電。如銷售電價是0.8元/度，那么使用自發(fā)自用1度電，就相當于節(jié)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(fā)自用的規(guī)模總量不大，其效果并未完全發(fā)揮出來。根據相關統(tǒng)計數據，與2009年1.09元/度中標的“10兆瓦敦煌”項目相比，截止2011年底，敦煌集中項目累計發(fā)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(fā)電利用小時數僅為300個小時，發(fā)電效率僅是敦煌項目的1/8。
　　與大型光伏電站相比，“金太陽”示范工程最大的優(yōu)勢在于靠近電力負荷區(qū)，光伏所發(fā)電量可以就地消納，不產生電網環(huán)節(jié)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(fā)展方向。業(yè)內人士預計，隨著工業(yè)用電的上調趨勢，以及光伏發(fā)電依然存在的下調空間，今年“金太陽”示范工程將有可能創(chuàng)下申報高峰。
　 金太陽事前補貼現弊端
　　盡管實現了人們直接利用太陽能的目的，但“金太陽”工程自2009年實施以來，經過三次的推廣發(fā)展卻并非一帆風順，該政策的補貼規(guī)則與補貼對象多次經歷改變。
　　2009年，項目補貼補給項目投資方，但由于當時光伏補貼價格比實際光伏成本要低很多，很多組件廠商停止或放棄了對金太陽示范工程的供貨，使金太陽示范工程陷入僵局，也迫使第二期工程中采用了統(tǒng)一招標制，將補貼補給制造商政策的變化;但2011年統(tǒng)一招標制又遭取消，政策規(guī)則幾經反復修改也從側面顯示出“金太陽”示范工程在推廣中的不完善不成熟。
　　如今，金太陽示范工程進入佳境，但補貼金額卻仍有待商榷。目前國內光伏市場組件價格的不斷下降，2010年國內組件的價格在15元/瓦-16元/瓦，如今組件價格最低已跌至6元/瓦。此次國家給予的補助7元/每瓦實際超過涵蓋組件的采購價，而如果按國內組件成本占國內光伏項目一半左右投資來計算的話，那么國家給予的工程補貼已經超越其50%補貼上限。
　　補貼幅度的相對提高隨時可以打開光伏屋頂應用的市場，但“金太陽”示范工程卻仍將面臨其最大弊端造成的困局。事前補貼的政策成了推廣“金太陽”示范工程的絆腳石。項目投資方一旦在項目開建之前就拿到補貼資金，就很難杜絕出現對發(fā)電站建設隨意處置、甚至拆賣的隱患。盡管目前監(jiān)管力度較大，實施時間短，問題顯現還不明顯，這種有機可乘的弊端仍是事前補貼政策最大的機制缺陷。
　　另外，由于金太陽示范項目具有分布式能源屬性，事前補貼機制無法保障“金太陽”示范項目的正常建設。為此，國家還要每年花費幾百萬雇專業(yè)的公司去監(jiān)督檢查，從而消耗大量的人力物力。
　　何種補貼方式適合中國
　　“依靠補貼啟動，但補貼絕不是發(fā)展新能源的長久之計。”事實上，國際上一直不斷調整對新能源的補貼政策，以達到取消補貼的最終目的。但是，國內現階段對新能源的補貼是必不可少的。
　　從補貼對象上分析，在國際上，屋頂光伏電站建設始終補貼最主要扶持方向。德國超過90%以上的光伏項目是屋頂光伏電站項目，歐美國家對屋頂光伏電站建設補貼標準明顯高于大型光伏電站，越是小型、自發(fā)自用比例高的項目獲得補貼額度也就越高。西班牙曾一度將發(fā)展大型光伏電站作為光伏主要發(fā)展方向，但在2008年也及時調整了發(fā)展思路，將發(fā)展眼光鎖定屋頂光伏電站項目之上，開始大幅度提升屋頂光伏電站比例。
　　從使用上分析，歐美國家的光伏工程大都靠近電力負荷區(qū)，所發(fā)電量隨發(fā)隨用，最大限度利用了光伏所發(fā)電量，實現了千家萬戶盡快使用上清潔能源的宗旨目的，也達到了政府推動光伏的目標。
　　縱觀歐美市場，對大型光伏電站的扶持從來不是國際主流做法，事前補貼的政策也鮮有報道，那么我們是否可以從中得到啟示，綜合兩種光伏電站補貼的政策優(yōu)勢，摒棄不合理的政策規(guī)則，尋找到合理補貼之道，從而有效使用國家資金，也使國內千家萬戶早日用上光伏電力。