對于90%以上依賴出口的我國太陽能電池生產企業(yè)來說，國家發(fā)改委的一紙通知，無疑是一大福音。8月1日，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善太陽能光伏發(fā)電上網電價政策的通知》，明確今年7月1日前后核準的光伏發(fā)電項目的上網電價分別為每千瓦時1.15元和1元。
業(yè)內人士紛紛表示，光伏上網電價“國標”的出爐，是國內光伏市場真正啟動的政策推手，有利于改變我國太陽能產業(yè)過度依賴海外市場的現(xiàn)狀，有利于國內太陽能電力企業(yè)的成長，太陽能產業(yè)開始真正進入產業(yè)化階段。特別是在歐洲市場需求出現(xiàn)下滑，出口價格不斷降低的當下，國內市場的啟動，對整個行業(yè)的健康發(fā)展都有著積極作用。
“國標”電價接近發(fā)電成本
從兩年前開始，業(yè)界就一直呼吁國家明確光伏上網標桿電價，讓整個產業(yè)有個清晰的成本效益核算標準。但是，由于上游光伏原材料和光伏組件價格高高在上，光伏發(fā)電成本難以降到合理水平，國家很難制定出一個能實際推廣開來的上網電價。
不過，經過這兩年的發(fā)展，光伏發(fā)電技術不斷成熟，原材料價格大幅降低，光伏發(fā)電的成本也大幅下降，這為制定光伏上網標桿電價創(chuàng)造了條件。
根據(jù)發(fā)改委的通知，2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、發(fā)改委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；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。
“這一光伏發(fā)電上網標桿電價，已經接近了國內光伏電站的發(fā)電成本價，如果再加上地方政府的補貼，國內光伏發(fā)電企業(yè)終于可以盈利了，這必將推動國內光伏產業(yè)的發(fā)展。”主營光伏組件業(yè)務的英利綠色能源控股有限公司宣傳部負責人王志新告訴記者。
此前，我國太陽能光伏發(fā)電項目上網電價均采取特許權招標的方式確定，每一個項目的上網電價都不同。2010年8月我國第二輪太陽能光伏特許權招標的13個項目中，最低上網電價為0.7288元/千瓦時，最高上網電價為每千瓦時0.9907元，而在2009年7月我國首個光伏特許權招標項目 敦煌10兆瓦發(fā)電項目的上網電價為每千瓦時1.09元。不過，上述價格并不能真實反映光伏發(fā)電的成本。
推動國內市場真正啟動
我國光伏制造業(yè)這兩年高速發(fā)展，產能不斷擴充，特別是多晶硅和光伏組件產能，目前已經占據(jù)了全球生產總量的50%，其中太陽能電池產量超過8G瓦，居世界首位。不過，一直以來，我國光伏太陽能電池以出口為主，超過9成產量出口海外，其中又以德國、西班牙、意大利三國為主。在國內市場方面，中國2010年光伏發(fā)電市場裝機量不到400兆瓦，在全球總裝機量中占3%。
然而，德國、西班牙不斷降低補貼標準，使得歐洲這個最大光伏市場的需求不斷萎縮，這也造成了今年4月份以來多晶硅和光伏組件價格的大幅下滑。截至6月底，多晶硅和光伏組件價格跌幅都在30%左右。這使得國內光伏組件生產商和多晶硅生產商壓力巨大。國內市場何時能真正啟動，就成為光伏業(yè)高度關注的話題。此時國家明確光伏上網標桿電價，無疑是在關鍵時刻力挺光伏產業(yè)。
長江證券就發(fā)布報告指出，光伏上網標桿電價的出爐，是國內市場真正啟動的標志。此前，市場預期光伏標桿電價的出臺時間會在2012年-2013年。現(xiàn)在提前出臺，有利于推動國內市場的啟動。按照國家能源局的規(guī)劃，到2015年，我國太陽能裝機容量將達到千萬千瓦以上；到2020年，太陽能裝機容量將達4000萬千瓦以上。
彭博財經太陽能分析師羅路認為，此次確定的兩檔上網電價，可以保證企業(yè)有一定的內部收益率，政策的出臺無論對于光伏行業(yè)上游的多晶硅、中游的光伏組件、逆變器，還是電場運營商而言，無疑都是一大利好。
國家發(fā)改委能源研究所副所長李俊峰指出，國家最終確定的每千瓦時1元的光伏發(fā)電上網標桿電價，對于西部光照充分的省份而言，無疑利好更大。因為這將吸引更多企業(yè)資金投向西部，以換取更高的收益。
并網瓶頸有待突破
在為光伏上網標桿電價出臺叫好的同時，行業(yè)內也有擔憂的聲音出現(xiàn)。此次發(fā)改委出臺的標桿電價，采取的是全國一個價格標準，也就是說，不論是東部還是西部，都是按照每千瓦時1.15元和1元的標準入網，這就給光伏發(fā)電并網帶來了一個潛在的難題。
我國西部地區(qū)光照充足，土地費用低，有利于光伏電站降低成本；而東部地區(qū)光照則相對較弱，加上土地成本高，使得光伏電站運營成本高。例如，我國的西藏、青海、新疆、內蒙古等地區(qū)，年日照時間都在3000小時或以上，有效發(fā)電小時都達到1500小時左右，加上土地價格低，目前一些光伏電站的發(fā)電成本還不到1元錢，即使國家不補貼都有利可圖；而東部地區(qū)的光伏電站發(fā)電成本則高得多，不少地方的發(fā)電成本在1.5元以上，即使國家補貼，依然處于虧損狀態(tài)。特別是建成時間越早的電站，成本更高。
在這種背景下，勢必推動發(fā)電企業(yè)將更多的電站項目投向西北省份，而不是用電需求高的東南沿海地區(qū)。在青海開發(fā)太陽能項目的中廣核太陽能公司一技術人員告訴記者，西北省份電網建設相對落后，如果大規(guī)模發(fā)展太陽能，很可能會像風電一樣，遭遇并網難這個問題。據(jù)悉，前兩年內蒙古、甘肅等地大力發(fā)展風電場，由于并網問題沒能解決，使得三分之一的風電機組閑置，甚至出現(xiàn)不少風電場建成后就“曬太陽”的現(xiàn)象。“國家相關主管部門要在并網問題上做好充分協(xié)調，才能避免出現(xiàn)投資浪費的情況。對于那些看好太陽能電站的企業(yè)和地方政府來說，也要對并網問題做充分的準備，否則會遇到不少后患。”
