光伏上网电价投石问路_光伏上网电价
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（主）光伏上网电价投石问路质量隐忧呼吁安全可靠监管
（副）或冲击金太阳工程和特许权招标，期待加强光伏发电资质准入和安全可靠监管，防范风险
近年来，光伏发电在国内步履蹒跚的窘境，有可能在下半年剩余的五个月时间里得到化解。8月1日，国家发展改革委正式发布了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》（发改价格[2011]1594号），规定2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、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1.15元/千瓦时。这是国内首次针对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价，业界普遍认同，此举标志着国内光伏市场大规模启动的信号已经发出。
记者在采访中发现，在一片欣喜情绪的释放中，隐忧仍然存在。专家期待，光伏标杆电价调整不必过于频繁，同时应该加强光伏发电设备质量监管和光伏并网发电的安全性、可靠性监管，以剔除和防范风险。
年内光伏装机有望达200万千瓦
“出台光伏上网标杆电价，比较突然。”国家发展改革委能源研究所副所长李俊峰接受本刊记者采访时说，风电上网电价争论了好几年才最终出台，业界普遍认为光伏上网电价可能会在1－2年后出台，没想到这么快就出来了。“这是针对光电市场的试探性措施，是投石问路。” “因为没有公开征求意见，进行相应讨论，透明度不够，大家觉得突然，但市场期待已久，确实需要一些实质性激励机制出炉。”李俊峰认为，继青海“930”效应之后，年内光伏发电装机热情将得到了进一步的释放，保守估计，年内肯定会突破先前规划目标，预计光伏装机至少新增容量200万千瓦。
这比光伏业界150万千万装机量的估计更为超前，不过，青海省年底前可能完成的目标因应了他的预测。“青海会按照国家政策规定执行。”青海省能源局局长于小明接受本刊记者采访时说，先前公布的“930”计划将于近日请示政府主管部门之后，再确定是否将期限延长至年底。
于小明表示，今年青海的光伏发电装机容量应该会接近100万千万。因为截至7月1日前，青海已经核准符合国家规定的光伏发电项目96万千万，企业有可能会抓紧年底前完成所有项目。
今年初，国家电监会发布的《风电、光伏发电情况监管报告》中指出，国家层面上未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则，制约了光伏发电产业的规模化发展。建议进一步完善光伏发电电价政策，出台科学合理的光伏发电上网电价政策。
“制定光伏上网电价，既是国家发展改革委价格司一贯的主张，也是业界的呼声。”李俊峰认为，这符合可再生能源法的要求，也是一个趋势。作为发电企业，必须通过发电量来保证自己的经营收入，电价是发电企业保证经营收入的基本条件。通过电价机制进行市场调节，符合发电企业经营的基本规律。在光伏产业界，利好情绪也在蔓延。“尽管没有明确补贴年限，但这些都不是最重要的。”湘财证券光伏分析师侯文涛接受记者采访时认为，最重要的是确立了机制，制度一旦确认了，可以保证投资商的利益，民间投资也必然会被激活。山亿新能源总经理崔佩聚告诉本刊记者，国家出台光伏上网电价，补贴实行全国分摊、增值税减半征收政策，并将随时根据成本变化等适时调整，这已经跟欧洲光伏发达市场补贴政策基本趋同。之前只做国外市场的山亿新能源今年初刚在北京设立办事处，目前销售团队基本上都在做与西部地区将建、在建光伏发电项目有关的工作。
或冲击金太阳工程和特许权招标
被认为给光伏发电发展注入强大动力的特许权招标制度和金太阳示范工程等措施，将有可能受到光伏上网电价政策的影响。国家出台统一电价政策之前，光伏上网电价一般由地方政府根据项目情况确定。为探寻光伏发电企业的成本价，国家开始实行特许权招标制。
2009年第一次光伏特许权招标中，中东核甘肃省敦煌光伏发电项目中标价1.0928 元/千瓦时，当时被认为是历史低价。2010年第二次招标中，青海共和30兆瓦并网项目报出了0.7288元/千瓦时“更低价”。当时专家估计，执行这一电价中标企业必亏无疑。“赔本不赚吆喝，到底为什么至今令人费解。”李俊峰说，对于前期中标价低的企业，这次也规定了其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于光伏发电标杆电价。“以后再招标有参照价了，特许权招标也就失去意义了。”
上网电价出台以后，特许权招标还会不会进行，对此李俊峰分析，风电固定电价出台之后，招标仍然持续了3－4年，按此先例，光伏发电可能也会出现招标电价和固定电价同时并行的情况，特许权招标一时不会退出。“对金太阳工程冲击较大。”李俊峰判断，特别是在西部地区，无论是1.15元/千瓦时还是以后的1元/千瓦时价格，做好了都可能实现赢利，作为原则上自发自用的金太阳示范工程，都是一次性补贴部分初始投资，赢利能力测算不确定，同时申请程序复杂，势必影响当地金太阳示范工程。
侯文涛则认为，这种影响在东南部地区可能会比较小。“比如江浙地区执行1.15元/千瓦时电价没办法赢利，而东部地区太阳能屋顶项目居多，电价又高，工厂等光伏建筑申请金太阳工程自发自用就显得更划算。”
目的为推动太阳能屋顶计划的金太阳示范工程，本身就是为了避免在西部建设过多大型电站之后，也遭遇类似风电并网的难题。“现实情况也许正好相反，西部会迅速扩容，缺乏长效支持机制的金太阳工程则逐渐式微。”侯文涛说。
两年内或不受补贴能力限制
除此之外，巨额补贴从何而来，也为业界关注。去年底，江苏省率先宣布实施光伏固定电价政策，确定2009、2010和2011年电价分别为2.15元/千瓦时、1.7元/千瓦时和1.4元/千瓦时。而山东省按照并网投产规定的电价为2010年1.7元/千瓦时，2011年1.4元/千瓦时，2012年1.2元/千瓦时。按照通知要求，光伏发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，仍按《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格[2006]7号）有关规定，通过全国征收的可再生能源电价附加解决。
李俊峰表示，对西部地区来说，1.15元/千瓦时是比较有竞争力的价格，东部地区则显得较低。“地方高出的部分，地方自己补。”
目前，国家可再生能源电价附加的征收标准为4厘钱/千瓦时。有专家认为，以目前4厘钱的标准来计算，只能满足2010年所需要补贴项目需求的70%左右。“或许两年内市场不会受补贴能力的限制。”一位业内人士接受记者采访时提出了另一种思路，以去年我国年用电量约4.17万亿千瓦时为基准，可再生能源附加为4厘/千瓦时，据此估算每年有160多亿元可用于补贴，若将其一半即80亿元用于补贴光伏发电，以青海执行0.80元/千瓦时的补贴标准，就可补贴100亿千瓦时发电量。按年利用2000小时计算，则现有补贴能力可支撑每年5吉瓦光伏装机。“关键是要保证有一半补贴额度用于光伏发电。”
生产过剩质量隐忧待解
光伏发电企业的效益靠发电量，而发电量多少则取决于光伏组件的转换效率。目前，我国光伏发电还处于试验、探索阶段，如果一旦形成大规模抢装，生产过剩、质量下降则会形成无法挽回的隐患，成了业界关注的另一个问题。
李俊峰认为，目前，国内光伏组件厂商有500多家，产业过剩，鱼目混杂，还没有出现真正的行业整合。而光伏组件的质量，取决于技术实力，只有经过大鱼吃小鱼和大规模重组兼并之后，真正优质的企业和产品才会出现。“当前市场集中度不高的情况下，产能可能出现进一步过剩，竞争进一步加剧，并且留下不容忽视的质量隐忧。”
“如果有质量缺陷，风电设备马上就会暴露出来，而光伏设备则可能需要3－5年才会逐步暴露出来，这是两种新能源电源的物理性能决定的。光伏发电的转换效率如果在2、3年之后出现大幅度衰减，对于大规模上马的光伏发电项目则无疑是场危害。所以，在大规模企业重组没有完成，技术质量参差不齐的情况下，有可能安装一堆只能晒太阳的而没法发电的光电项目。”李俊峰说。侯文涛则认为，补贴最终是要体现在发电量数据上面的，如果安装了劣质的晶硅和非晶硅组件、转换芯片、逆变器等，导致发电量衰减率高，最终影响的还是企业效益。“所以，终端市场也会倒逼企业严格执行施工管理标准的。”
如何避免上述情况发生，李俊峰表示，质量技术监督部门应该加强质量控制、质量认证，同时，光伏发电企业必须要有入门证，严格资质认证监管，杜绝在爆发式增长过程中，留下难以挽回的隐患。
年初国家电监会发布的《风电、光伏发电情况监管报告》提出，做好风电和光伏发电并网安全性评价、辅助服务补偿管理工作、风电和光伏发电调度管理等工作，从制度上提升对风电、光伏发电并网及运行的监管力度。前不久，国家电监会在“三项重点工作”中进一步提出，要对风能、太阳能等新能源并网发电的安全性、可靠性提出监管意见。这预示着光伏发电监管正在提速。
