“金太陽”補貼如何變成雞肋？實行電網強制性開放準入和單獨定價，是打開新能源發電上網瓶頸的關鍵

    “‘金太陽’實施一年多以來，并沒有達到應有的效果。”中國能源網首席信息官韓曉平說，“‘金太陽’工程的推進速度遠低于預期。”

    實際情況可能更糟，原本為了推動太陽能發電在國內的應用和普及而啟動的“金太陽”示范項目已越來越變成“雞肋”，一方面是政府每年投入百億資金，監管部門對于補貼利用情況和效率一再失控；另一方面，則是上網及電價等基本問題沒解決，行業積極性并未調動起來，企業對經濟上并不劃算的“金太陽”正在失去興趣。

    中國政府從2009年3月開始試點，決定由國家財政每年出資100億元左右，為太陽能屋頂和光伏建筑建設提供補貼，以促進國內太陽能發電市場的形成。

    消息甫一傳開，前來財政部、科技部等相關部委要項目的人便紛至沓來，最終批準的一期工程包括329個項目，設計裝機總規模690兆瓦，計劃用兩年到三年時間完成。但熱鬧的場面并沒持續多久，到2010年11月19日，在財政部、科技部、國家能源局及住建部聯合下發的《關于做好2010年金太陽集中應用示范工作的通知》中，“金太陽”示范項目已縮水至120個，與一期規模相去甚遠。據業內資深人士透露，一期工程目前已經動工建設的項目可能也不足規劃總規模的一半。

    在啟動二期工程的同時，財政部等部門同時取消了已列入2009年“金太陽”示范工程目錄、但無法實施的39個項目，規模約54兆瓦。這些因“圈而不建”被取消的項目中，包括無錫尚德、BP、阿特斯等國際光伏巨頭擔任業主的工程。

    各方都在觀望。企業在觀望，等待政府能夠給予太陽能和光伏發電更多的補貼，等待《上網電價法》和《分布式電站管理辦法》等法律、政策的出臺，以實現新能源發電能強制上網，并且賺錢；政府也在觀望，在等待補貼能夠盡快催生國內太陽能發電市場的形成，等待太陽能發電成本在競爭中不斷降低，最終實現平價上網。

    是什么將補貼變成“雞肋”？又是什么阻隔了政府和企業美好愿望的達成？

    如何補貼

    “補貼是在減少。”中國可再生能源學會副理事長孟憲淦介紹說，這是基于光伏組件成本在下降。2009年3月，太陽電池出口價約20元/瓦，現已降至每瓦十二三元。

    孟憲淦認為，隨著國際多晶硅價格的下降，加上補貼，“金太陽”工程可實現盈利。他給記者算了一筆賬，此次關鍵設備最低中標價10.5元/瓦，按照50%的補貼比例，補貼約為5.25元/瓦，如果再加上4元/瓦的安裝補貼，“一個‘金太陽’工程項目得到財政部補貼之后，成本可以降到8元/瓦左右，按照每年滿發電1100小時來計算，這個項目的發電成本價格在每度（千瓦時）電0.8元左右，項目建設者的凈資產收益率可以達到10%以上。”

    不過，這個賬，企業并不認，因為這并未將與電網聯網后的費用計算在內。而且項目與項目之間差別很大，有的項目可以大部分自發自用，有的則很不穩定，需從電網大量購電，結算下來成本大不相同。

    “補貼力度太小，很難實現盈利，”阿特斯太陽能光電公司市場部的李茂在電話中向本刊記者抱怨，阿特斯98%的產品都銷往國外，并不看重國內市場。“大的光伏企業不愿做賠錢買賣，更不愿意像小企業那樣，靠低質產品來換‘金太陽’項目的補貼。”

    和李茂持相同看法的企業不在少數。中國能源網首席信息官韓曉平也認為，“金太陽”一期項目補貼取消的原因之一就是，政策剛出臺時業主熱情高漲，在實際操作中發現支出遠遠超過預算，資金又遲遲不能到位，因此擱置。

    從2009年至今，“金太陽”示范工程的補貼方案已幾經變更，補貼主體也一變再變。根據財政部和住房建設部2009年3月聯合發布的第一個補貼方案，每峰瓦裝機提供15元-20元的補貼，補貼總預算估計達80億-100億元。

    2009年7月，財政部、科技部、住房建設部及國家能源局正式啟動“金太陽”工程，聯合發布《關于實施金太陽示范工程的通知》，計劃在兩年到三年內，采取財政補助方式支持不低于500兆瓦的光伏發電示范項目，并對光伏發電裝機投資的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。

    但方案一經實施，問題層出不窮，抬高造價、低價高報、東挪西建，甚至光報不建現象都出現了，各部門疲于監管，于是決定修改方案。2010年9月，上述四部委又發布《關于加強金太陽示范工程和太陽能光電建筑應用示范工程建設管理的通知》，調整招標方式，對金太陽示范項目建設所有關鍵設備實行集中招標。

    補貼方式也進行了調整，在12月2日召開的“金太陽示范工程及太陽能光電建筑應用示范工程工作會議”上，財政部副部長張少春強調了“分類直補”的補貼方式，中央財政對關鍵設備按中標協議價格給予50％補貼，其他安裝等費用按不同項目類型分別按4元/瓦和6元/瓦給予定額補貼。

    這次會議還公布了包括北京亦莊經濟開發區、上海張江高新區、天津中新生態城、深圳高新區等在內的首批13個光伏發電集中應用示范區名單。同時強調要加快集中連片示范，把開發區和工業園區作為國內擴大光伏發電應用的重點。

    過去，“金太陽”示范項目的補貼資金先從中央財政下撥到省、市、縣級財政，然后由縣級財政劃撥給業主，最后由業主把一部分補貼分給中標企業。

    “集中招標的方式比之前的合理性有所提高。”一位參與示范工程項目監管的業內人士告訴本刊記者，“但補貼方式沒有根本轉變，仍然是補前端，沒有解決裝好的設備是否上網發電的問題，也同樣面臨補貼下去后對投資的監管問題，只是監管從投資方轉移到了設備供應方。”如果光伏組件廠商不能按時供貨或者以次充好，該如何監管？

    國際上通行的補貼方式有兩種，一是從末端補貼，即補貼上網電價，德國等歐洲國家采用得較多，以全年電價附加補貼的方式定價，二是一次性投資補貼，即裝機補貼。目前純粹的裝機補貼已不多見，日本、美國等多采取混合補貼方式。金太陽工程采取的即是后者。

    “財政補貼屬于無償撥款，用來補貼裝機投資，非常錯誤。”上述業內監管人士告訴本刊記者，“搞新能源發電，最后要的是發電量，不是裝機規模。應根據企業實際發的電量給予補貼，否則只是人為增加監管難度和成本。”

    賽維LDK有關人士也指出，分類直補的方式讓組件供應商直接受惠，但考慮到“301”調查，這種做法比較容易落人口實，被人指責違反WTO的規則。

    孟憲淦也認為補貼上網電價更為合理，太陽能電站的運行時間往往長達25年之久，也許前20年賠錢，后5年才盈利，這會逼著企業好好運營下去，如果僅一次性補貼，企業沒有太大經營壓力，遇到阻力工程或許會半途而廢。

    前述賽維LDK人士告訴本刊記者，“金太陽”示范項目屬于用戶側并網，并網電價參照當地的火電脫硫電價，平均僅為大約每千瓦時0.3元-0.4元，按這個價格并網，業主單位是虧損的。所以，如果能對補貼方式進行調整，能夠補貼并網發電量的話，可能更有利于提高企業投資建設的積極性，也會推動國內太陽能發電行業發展。

    失衡的市場

    中國急于催生國內太陽能和光伏發電市場的原因之一，是中國已經在多晶硅領域積累了巨大的產能需要消化。“國內光伏市場發展緩慢，光伏發電裝機容量不及生產量的2%。”機電商會早期發布的一份報告中指出。在201012月2日財政部等四部委在聯合召開的光伏發電規模化應用工作中指出，2012年以后將進一步擴大示范范圍，每年的光伏發電應用規模將不低于1000兆瓦。

    “即便如此，就算2011年光伏裝機容量達到1000兆瓦，其余90%的光伏組件仍然需要出口。”一位證券公司的分析師向本刊記者表示，盡管預計國內未來幾年增速可能會比較快，“但短期內不可能實現國內外市場的平衡。”

    2009年8月，國務院已將風電設備、多晶硅同時列入產能過剩行業。中國機電商會機械行業一部副主任、太陽能光伏產品分會負責人孫廣彬說，國內多晶硅重復建設現象嚴重，目前35個多晶硅項目在建，五年到八年后，上述項目如果如期完工并完全釋放產能，產量將達到14萬噸，“這些產能將滿足目前全球市場的需求”。

    他預計，全球2010年多晶硅的需求大約在8萬噸左右；2010年全球太陽能光伏市場的增幅不會低于20%，中國市場的增速也將超過15%。

    與此相比，光伏發電市場的啟動已遠遠落后。高華證券出具的一份報告指出，中國太陽能行業仍處在受政策刺激的早期階段。鑒于中國大型光伏電站的招標結果低于業內預期，以及中國“金太陽”工程申請流程復雜，報告將2011年中國太陽能光伏裝機容量從750兆瓦調低至500兆瓦，并認為，“中國可能難以在短期內建立合理的電價補貼機制”。

    孟憲淦介紹，中國的光伏發電主要有兩大塊，一是大型光伏電站，多分布于西部地區；二是分布式光伏電站，可以在城市等經濟發達地區，就地并網，具有自發自用、自建自管的特點，能調動社會積極性，同時也不給電網造成太多沖擊，這是金太陽工程推進的方向。

    如同2004年-2005年的中國風電行業，中國的大型太陽能光伏發電也采取了特許權招標的方法。2009年，中國政府啟動的第一個光伏發電項目，敦煌10兆瓦太陽能并網發電特許權示范項目，招標最終舍棄國投電力投出的最低中標價0.69元/千瓦時，而選擇了上網電價為1.09元/千瓦時。今年，國家能源局啟動了280兆瓦的光伏特許權招標，仍然采取主要以低價取勝的競標辦法。在今年280兆瓦光伏電站的特許權招標中，中電投集團旗下的黃河上游水電開發公司，以0.7288元/千瓦時的最低競價囊括了總計13個項目中的7個最低價項目。

    前述分析師告訴本刊記者，“金太陽”工程關鍵設備集中招標的價格偏低，主要是示范意義，像荒漠電站特許權招標也一樣，國有發電企業和組件生產商捆綁以很低的價格去投項目，目的還是為了多拿配額完成任務。由此導致的一個結果就是設備商的積極性調動不起來。

    “生產企業參與競標，就是補貼國內市場。”浙江正泰有關人士告訴本刊記者，此次有15家企業參與金太陽工程關鍵設備的競標，價格因素占60%，技術因素占40%，正泰的報價12.1元/瓦，在競標企業中排第五，未能中標。

    賽維LDK有關人士告訴本刊記者，目前國內市場相對來說還很不成熟，相關政策、法規也并不完善，投資收益相對較小，但投資風險較大，所以目前賽維LDK的光伏組件的銷售策略仍然面向海外市場為主。

    前述分析師還表示，國內光伏企業在海外的訂單飽滿，相比之下，國內市場環境并不好，做示范工程要求完成的時間緊迫（為期一年），因此對大多數光伏設備廠商的吸引力不大。

    但是海外市場能夠支撐國內企業多久？孟憲淦告訴本刊記者，雖然明年上半年海外市場形勢不錯，但下半年形勢如何還難以下結論。現在已經有一些國內企業看到了這一危機，開始將目光轉向國內市場。

    英利此次以最低價10.5元/瓦成為三家關鍵設備供應商之一，這與光伏組件的出口價（12元-13元）已相差不遠。

    賽維LDK此次并未入圍關鍵設備供應商，但是，作為“金太陽”工程的業主方，賽維LDK在江西九江建有四個項目并以自產設備為主，“更多的是為把握未來國內市場可能的機會”，上述賽維人士說。

    分布式打開上網屏障

    和風電等清潔能源一樣，太陽能光伏發電面臨的最大阻礙還是并網問題。中國的風電裝機容量在經過五年多爆發式的增長后，已經躍居世界第一，但是，風電并網的速度卻遠遠落后于裝機的快速增長。很多光伏企業之所以對“金太陽”喪失興趣，也緣于國內新能源發電并網困難。

    在財政部下發的金太陽示范項目中，明確指出太陽能光伏發電“自發自用”，即光伏發電在用戶側并網，以現行工業、商業用電電價計算。

    對于經濟發達地區的工業用戶而言，這一項目還是有一定吸引力，韓曉平說，參與金太陽工程得到補貼后，太陽能光伏發電的成本為0.80元/千瓦時，這低于當地0.90元/千瓦時的工業用電電價。“但問題是光伏發電上網，電網不愿意收購，價格高不說，還不穩定，得調峰，很麻煩。在項目設計上要求的特別復雜。所以裝機容易上網難。”他說。

    中國社科院規制與競爭研究中心主任張昕竹指出，電網企業不愿意接受光伏上網發電是可以理解的。因為風能也好，太陽能也好，靠“天”吃飯，因此其發電是波動的、稀薄的，很不穩定，這對電網的穩定性是一個考驗。而煤電則是穩定的，能夠不間斷供電。電網拒絕風能和太陽能發電，一個更經常的理由就是需要為這些發電準備同等電量的備用電源，以便在其不能發電時及時補供。而這又會加大電網的成本。

    賽維LDK在“金太陽”項目的申報過程中，在審批環評環節一路綠燈，“金太陽”二期項目中，賽維LDK在合肥自己的廠房上也建了光伏發電，但不愿意再以業主身份出面申請。賽維LDK有關人士告訴本刊記者，“光伏組件生產企業作為業主，和電網談判非常困難。”上述人士說，在國家電網這個龐然大物面前，賽維LDK完全沒有話語權。“電網企業沒有動力接受光伏發電上網。根本不重視這些小項目，總是以沒時間談為由推脫。”他說，電網同時要求業主方出具報告，業主單位得跟電力研究院進行研究，另外，電網方面總以沒有從政府拿到補貼為名，拖欠電價收購款項。

    “‘金太陽’示范工程解決了裝機投資的補貼，仍然沒有落實上網和電價結算的實際問題。”上述賽維LDK人士表示。

    國家電網能源研究院新能源研究所所長李存慧則告訴本刊記者，國家電網目前并未對光伏發電做出限制，業主單位建設建筑光伏發電項目的同時，需要同等規模預留備用電，因此提出向光伏發電業主單位收取“備用費”，“這對業主單位的積極性有一定影響”。李存慧介紹說，一般企業的自備電廠，是按照容量費收取，并不按電量結算。

    “光伏發電和風電最大的不同是：風電多數只是電源概念，只向網上輸電，由電網統一收購，統一銷售。”李存慧說，分布式的光伏發電是雙向的，要買還要賣。會和電網有電量交換，發電高峰時用不了賣給電網，低峰時從電網買，買賣的電價怎么算目前并沒有出臺規范辦法。另外，光伏發電波動大，上不了主網，只能上配網，配網的調度體系沒有自主調配權。對電網而言，進電量和出電量抵消后，光伏電量只占很小一部分。

    張昕竹認為，現在導致“金太陽”工程進退兩難的主要問題還是“體制問題”，“光伏發電等新能源對現有電力系統帶來很大挑戰，僅僅靠補貼不能解決根本問題，需要對電價定價機制和管理體制作出調整，最終還是要靠電價市場化，變成實時定價來解決。”

    張昕竹告訴本刊記者，國外太陽能光伏發電上網，主要依靠國家立法，而強制上網則是解決光伏發電上網的關鍵所在。

    一位監管部門人士也認為，中國政府目前更應該做的是推進電力改革，開放電網準入，鼓勵自發自用，富余電量上網，不足部分的由電網調節，按進、出雙向凈電量結算。

    “中國目前在建的特高壓電網，由于是遠距離高電壓，并不適合輸送新能源發電。”上述監管人士表示，新能源發電具有稀薄、隨機、波動的等特點，更適合分布式發展，只有通過強制上網，才能調動各種中小投資者的積極性，將集中電源轉向分散電源，建設中小型的電站，在低電壓系統就可以運行，這樣才能推動中國新能源發電的發展和成熟。

    如何讓電網公司主動接受光伏發電這樣的新能源？多位業內人士給出的答案是改變電網的盈利模式。目前，國內電網企業是通過收購電價和銷售電價之間的差價來實現盈利，而分布式新能源自發自用多余上網的特點將影響電網的銷售電量，從而影響電網公司的收益。所以關鍵在于改變電網的收入模式，變“吃差價”為“單獨定價”，即核定運行成本后確定過網費，這也是目前絕大部分國家對電網采取的監管方式。如此，包括各種清潔能源在內的分布式發電前景將更加明朗。

    “這些和多年前提出的電力改革方向完全一致。”這位監管人士說。本刊記者獲悉，有關推動中小分布式電站強制上網及結算標準的管理辦法目前正在國家發改委、電監會、財政部等有關部門征求意見，不過，來自電網的反對聲音仍相當強烈。