补贴模式利弊显现 光伏经济账待估算

新能源行业的发展离不开政府补贴与政策推动。国家对光伏行业的补贴让国内光伏应用市场得以快速启动，国内光伏电站建设热火朝天、如火如荼。

目前，光伏应用市场电站建设主要分为两大类，一类是大型荒漠光伏电站建设，另一类是如“金太阳”示范工程的屋顶光伏建设。2009年，国家相继对这两种光伏电站项目出台了相应的补贴政策，时隔两年半，两种光伏电站陆续有项目完工并网，但许多始料未及的问题也随之出现，两种项目补贴模式的利弊逐渐显现。

大型光伏电站经济账待估算

如果说2009年3月，国家能源局组织的招投标“10兆瓦敦煌”光伏发电项目，缓缓拉开了大型光伏电站建设序幕，那么，2011年8月发改委出台的光伏发电上网电价则直接刺激了光伏企业投身大型光伏电站的神经。

根据2011年8月份发改委《完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》显示，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每千瓦时1.15元（含税，下同）； 2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。

自上述国家光伏上网电价政策出台之后，国内光伏应用市场迅速响应，呈现出爆发式增长态势。各省光伏企业不遗余力地日夜抢建大型光伏电站项目，掀起建设大型光伏电站的高潮。在青海格尔木现场，上百辆装满组件产品的重型货车来回穿梭，往返犹如星盘的工地。有关专家透露，2011年底，仅青海一个省份光伏电站并网已达1.03GW，另有1GW光伏项目在建；宁夏在 2011年7月前已完成50万千瓦的光伏电站项目，另有50万千瓦在建，其他各省也使尽浑身解数扩大省内光伏电站规模。至此，2011年全国光伏装机总量已达3.6GW，比2010年之前的光伏规模总和翻了4倍之多。

值得一提的是，大型光伏电站的全面开花加速了国内光伏应用市场的打开，扩大了光伏发电的能源占比份额，对光伏产业发展具有积极的推动作用，但也出现了各种非常棘手的问题。其中，最大的问题来源于光伏电力的输送瓶颈。由于大型荒漠光伏电站项目多选址在远离电力负荷区且经济欠发达的西部荒漠地带，发出的光电无法送出，当地又无力消纳，由此来看，现阶段建设大型荒漠光伏的经济账有待重新估算。

补贴西部电站是走弯路？

从目前大型光伏电站的布局来看，由于大型光伏电站远离电力负荷区，且当地电网基础建设极度不完善，使得光伏所发之电难以输出，出现了国家补贴了巨额资金却拿不到电量的困局，其发展趋势大有步“风电三峡”后尘之势。

与之形成对比的是，我国东部经济发达地区电力紧张、处于极度缺电的状态，销售电价高企成为制约东部经济的发展最大因素。有行业专家提出：“在西部荒漠地带大力建设的大型光伏电站不能实现就地消纳，也难解东部缺电之急，通过电网传输又将消耗极大物力财力，并不是国家现阶段最佳的选择，甚至是在走弯路。”

既然国家建了这么多荒漠光伏电站，是否有送电的相关规划呢？但据了解，远距离输送光电，同样需要面临与输送风电一样的困境。需要通过电网层层升高电压，更需投入巨资配套新建从10千伏至750千伏之间各个电压等级全套输变电设施。以青海为例，青海最大的光伏基地格尔木光伏电站所发电力需要通过升压变压器，以中压或高压接入电网，输送目的地是800～1000公里之外的西宁，但电力到达西宁后，本身水电丰富的西宁却无消纳能力，光伏所发电力只好选择继续向东部输送，传输距离甚至达几千公里以上，所发有限电力在传输过程中消耗殆尽，电站经济效益无从谈起。

国家补贴负担过重

相比较于2009年，敦煌光伏项目1.09元/千瓦时的招标价格，以及2011年中广核以0.729元/千瓦时中标价格，国家给出了1.15元/千瓦时补贴价格。随着光伏电站建设成本的大幅下降，高额补贴产生的巨大利润空间吸引了各方投资，纷纷涉足大型光伏电站建设分食补贴资金。

随着可再生能源发电迅猛发展，2010年度，资金缺口已达20亿元左右；2011年，缺口更达100亿元左右。以本次青海所申请的光伏项目补贴计算，仅青海一个省，就需要兑现百亿元的补贴资金，且尚有40亿的风电资金缺口未补上，补贴资金早已处于入不敷出的状态。由于国家的补贴要从当地的上网电价补起，而西部地区上网电价又特别的低，不到0.3元/千瓦时。对此，行业专家多次给记者计算，表示政府补贴的资金压力巨大。

据了解，用于支持新能源发展补贴资金主要来源可再生能源电价附加资金，提高可再生能源电价附加标准成解燃眉之急的惟一途径。可再生能源电价附加资金最初的征收标准为2厘/千瓦时，自2009年11月起调至4厘/千瓦时，每年可征收金额100亿元左右。2012年1月1日实施第二次上调，从原来征收的4厘/千瓦时上调至8厘/千瓦时，此次上调幅度主要用来弥补新能源补贴资金的缺口。但我们仍需清醒地认识到，提高征收标准仅是权宜之计，不合理的补贴标准只会让国家付出高昂学费。目前已出现“寅吃卯粮”的迹象。一家在格尔木投资的电站负责人表示，电站已与去年底并网，但还没有拿到国家补贴资金，预计最好的情况有可能在今年第三季度才能申请下来。

有行业专家表示，大力发展可再生能源无可厚非，提高新能源在能源的占比也是大势所趋，但是今天对新能源行业补贴的目的，是降低或取消今后的补贴。光伏市场的规模扩大应该以补贴逐渐减少为前提，而不应是高补贴成为刺激光伏规模扩大的条件，否则这既违背了国家扶持新能源的初衷，也增加了国家的负担，浪费国家的财力。

尽管光伏上网电价所带来的问题不断出现，但也并非无可取之处，业内对其执行的补贴方式却给予了一致的认可。根据文件，补贴依照实际发电量给予发放，有关专家表示，这一点是符合市场经济规律的，也是光伏上网电价最合理的地方。“你发多少电，我补多少钱，发的电越多，拿到的补贴就越多”，用市场规律控制了电站的建设质量，杜绝了业主以次充好的行为，值得推广。

金太阳“撕开”电网一个口子

作为我国促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，培育战略性新兴产业，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化的具体行动。2009年7月，三部委首次推出“金太阳示范工程”，前不久，第四次推出今年的600兆瓦的“金太阳”示范项目规模。“金太阳”示范工程计划在2～3年时间内实施完成，文件规定纳入金太阳示范工程的项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。

根据部署，金太阳示范工程在2009年到2011年期间，将综合采取财政补贴和电价优惠等政策，重点支持在大型工矿商业企业、公益性事业单位，偏远和欠发达的无电地区，光资源丰富地区，开展总规模不小于500兆瓦的光伏发电系统示范推广应用，启动国内光伏发电市场。相关资料显示，前三次规模分别是，2009年624MW，2010年272MW；2011年600MW。

由于2009年出现的“只围不建、以次充好”等问题，2011年政府加强了对“金太阳”示范工程的监管，除资金补贴直补企业减少中间环节支出外，集中连片示范项目和2兆瓦及以上的用户侧光伏发电项目，只要获批即可获得70%的预拨付款，增加了企业的积极性，但其事前补贴成其项目推广最大弊端。

靠近电力负荷区是“金太阳”示范工程的最大优势，而让其具有的重要积极意义还在于，电网公司允许“金太阳”项目业主使用不超过10%用电量的情况下可以自发自用，如同撕开电网一个口子。如客户原来用电网的100千瓦时电，现在电网原则上允许用户使用不高于10千瓦时的电自发自用，剩余90千瓦时仍将由电网购买。尽管10%的电量规模占比依然很能少，自发自用的电顶掉了销售电价的电。如销售电价是0.8元/千瓦时，那么使用自发自用1千瓦时电，就相当于节省了0.8元的成本，对用户建设项目还是很具有吸引力的。但“金太阳”示范工程项目局限于上网占比的限制以及自发自用的规模总量不大，其效果并未完全发挥出来。根据相关统计数据，与2009年1.09元/千瓦时中标的“10兆瓦敦煌”项目相比，截至2011年底，敦煌集中项目累计发电小时数已经超过了2400小时；而花费32亿人民币的“金太阳”示范工程项目发电利用小时数仅为300个小时，发电效率仅是敦煌项目的八分之一。

与大型光伏电站相比，“金太阳”示范工程最大的优势在于靠近电力负荷区，光伏所发电量可以就地消纳，不产生电网环节的输送成本。并且其分布式布局特性也完全符合太阳能分布式特性，所以仍然是未来光伏应用领域的重要发展方向。业内人士预计，随着工业用电的上调趋势，以及光伏发电依然存在的下调空间，今年“金太阳”示范工程将有可能创下申报高峰。

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