金太陽的道路與夢想

鄭志祥

12月2日，初冬的北京，藍天碧澄，北風呼嘯。

位于北京亦莊開發區錦江富園酒店，彩旗招展。備受各方矚目的金太陽示范工程和太陽能光電建筑應用示范工程工作會議，在這一天的早上拉開帷幕。來自全國各地的財政、科技、建設、發改、電網以及光伏相關企業代表參加此次一年一度的全國光伏盛會，將討論中國光伏產業所面臨之大環境和大形勢，研究面臨的挑戰與應對之策。

當天的重頭戲，則是財政部聯合科技部、能源局、建設部等部門公布了金太陽第二批13個光伏發電集中應用示范區名單以及2010年“金太陽”示范工程所需關鍵設備中標單位名單，并對示范區進行授牌。

業內人士認為，此次會議明確地傳達一個信號一國家“金太陽計劃”做出了重大調整：財政支持的示范工程招標重置為設備招標、電網讓步即允許側電并網、與地方政府簽署“軍令狀”督促工程按時完]2--由發改、財政、科技、能源等部門的合力助推，都是寄望于消除阻礙金太陽工程發展的諸多“瓶頸”，強力開啟國內光伏市場的規模化發展之路。

政策給力

眾所周知，財政補貼，是啟動光伏發電市場的最直接、最有效手段。經過幾年的探索，我國的光伏發電發展和扶持思路日漸清晰。

2009年7月，財政部、科技部、國家能源局聯合發布了《關于實施金太陽示范工程的通知》，決定綜合采取財政補助、科技支持和市場拉動方式，加快國內光伏發電的產業化和規模化發展。三個部委計劃在2～3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。

據了解，金太陽工程自啟動以來，推進速度落后于市場預期。為此，今年以來，財政部牽頭國家科技部、住建部、國家能源局對已經實施1年多時間的金太陽示范工程的有關方案進行了大幅調整，此次調整的內容主要涉及設備招標、項目調整、補貼標準、項目并網等多個關鍵環節。

業內人士欣喜地指出，與以往金太陽政策相比，本次財政政策調整最突出的表現，體現在兩個方面。

一是財政補貼政策方面，中央財政從單純的補貼業主改為對關鍵設備按中標協議價格給予50％的補貼，其他費用按不同項目類型分別按4元佤和6元佤給予定額補貼。這將促使光伏發電建設成本大幅降低。

業內人士指出，將關鍵設備招標方式由項目業主自行招標改為國家集中招標后，為加快推進金太陽示范工程、加速啟動光伏產業內需市場而采取的最新舉措。據悉，《通知》下發前，首批200兆瓦示范項目關鍵設備的統一招標已經完成。

二是政策支持方向，從零散的支持小型示范項目改為把開發區和工業園作為國內擴大光伏發電應用的重點。這標志著國內光伏發電產業規模化應用正式啟動，有助于進一步降低系統造價，也有利于電網集中管理。

未來國家將加快集中連片示范，探索建立有效的光伏發電商業模式，并把開發區和工業園區作為國內擴大光伏發電應用的重點。進一步增加示范區的數量，并按照“成熟一批、批準一批、建設一批”的原則，加大金太陽項目示范力度，力爭使園區內具備條件的企業廠房都安裝光伏發電系統。

中國興業太陽能技術控股有限公司總經理謝文對記者說：“設立光伏發電集中應用示范區，無疑為大規模啟動光伏產業國內應用提供了廣闊的市場，也讓我們這些常年轉戰海內外的光伏建筑一體化集成商看到了轉戰國內市場的機遇。”

他表示，此次四部門支持力度之大，非同小可。與以往不同的是，此前支持的金太陽和屋頂示范項目一般規模較小，大部分在幾百千瓦到幾兆瓦。而此次公布的13個示范項目中，規模最大的湖南省湘潭九華示范區單個建設規模就達到T20兆瓦以上，這在世界上也是罕見的，國內光伏發電市場全面啟動看來指日可待。

成本下降

業內人士指出，本次政策調整示范工程調整后的最大變化在于相關項目采購關鍵設備的招標方式，即將先前的項目業主自行招標改為國家集中招標，主要目的就是促使光伏發電成本下降，推動業主建立盈利的商業模式。

不過，盡管光伏發電屬于大力鼓勵的可再生綠色能源，但其造價成本昂貴也讓人望而卻步。國家集中招標真得能讓成本大幅下降嗎?按照一些專家的測算，采用國家補貼集中招標模式，加上規模化應用，保證每個項目10％的稅后內部收益率并不是難事。

專家給記者算T--筆賬，據測算，在沒有國家補貼情況下，目前光伏電站的初投資約為1.7444萬元／kWp，要保證稅后內部收益率10％，年滿發1100小時情況下，合理的電價應該是1.916元／kWh；國家補貼后，初投資下降為0.7327萬元／kWp，在保證稅后內部收益率10％，年滿發1100小時情況下，合理的電價則是0.818元／kWh。根據金太陽工程自發自用的政策，用戶側并網抵消的是電網的銷售電價，也就是說，如果當地銷售電價高于0.818元／kWh，則能夠保證10％的稅后內部收益率，在經濟上是可行的。當銷售電價為0.9525元／kWh時，內部收益率達到14.3％，資金回收期僅為8.1年。

考慮到我國現有的電價結算體制，與大型光伏發電站根據發電量每季給予電價補貼相比，對量大面積廣主要是建筑屋頂類的小型光伏發點項目，采取一次性投資補貼辦法，容易操作，效果也比較好。因此，對金太陽和太陽能光電建筑應用示范項目。中央財政對關鍵設別按照中標協議價格給予50％補貼。其他費用按照不同項目類型分別按4元／瓦和6元，瓦給予定額補貼。同時，中央財政還采取集中招標選擇關鍵設備供應商，通過招標使光伏發電系統每瓦投資從23元下降到18元／瓦左右，降幅接近20％。示范項目在得到財政補貼后，每瓦投資僅在8元左右，按年滿發電1100小時測算，項目用電價格在0.8元，千瓦時左右，凈資產收益率就能達到10％以上。特別是在北京、上海、廣東等部分地區，目前工商業峰時電價都在0.9元／千瓦時以上，有的地方還出厶了配套支持政策，凈資產收益率就更高，從而極大地調動了各方面投資光伏發電的積極性，為光伏發電大規模發展提供了根本保證。

據知情人士透露，以往未采取光伏發電關鍵設備集中招標的一期項目中，項目業主自行招標的最大優勢是能夠最大限度的增加項目建設的自主性，使項目在建設成本和建設周期方面擁有很大的彈性，但這種靈活性也造成了一些太陽能光伏發電項目的建設質量較差，建設工期一拖再拖。

相關項目改為國家集中招標后，能夠有效避免上述問題的出現。一方面，國家集中招標，意味著政府部門對招標工作監督力度的增強，如果光伏組件生產企業不能履行供貨合同，其違約成本會大大增加，這就有效保證了項目的建設質量和建設周期。另一方面，所有示范工程項目的關鍵設備都由政府部門出面來統一采購，能夠最大限度地降低太

陽能光伏組件的采購成本。單個項目業主的議價能力比較有限，而政府部門統一采購最大的優勢就在于能夠充分的獲得供求信息，增強采購產品時的議價能力。

與此同時，目前，光伏發電組件價格已由前兩年的每瓦20多元下降到10元左右，逆變器由每瓦5元降到1元左右，光伏系統投資由每瓦40多元下降到18元左右。據英利公司介紹，他們通過工藝創新。已將單晶硅電池的轉換效率提高到20％，多晶硅提高到18％，如果能夠廣泛用于示范工程建設，發電量將比現在提高25％，發電成本下降30％，光伏發電的競爭優勢將得到進一步的提升。

再者，專家也指出，此次另外一個特點就是國家加快支持集中連片示范。規模化應用也將發揮規模化效益，推動光伏成本持續下降。

電網跟進

國家電網公司此次也積極跟進，承諾支持示范項目在用戶側并網，從而掃除了此前制約金太陽工程有效推進的主要障礙。

“除了太陽能設備組件供不應求，成本居高不下外，另外很大的一個原因是政策鼓勵的用戶側并網和電量自發自用在實踐中難以落實。”一位業內專家表示。

所謂配電側并網、自發自用，實際上就是以結算電表的位置為準，發出的電量只在電表里面并網，由用戶自己使用，無需升壓送人高壓電網后再由用戶向電網購電。

“其優勢是減少并網和升降電壓的資金投入與線路損耗，降低用戶的用電成本。”上述專介紹。

據預計，今年預期國內的光伏裝機容量約為600Mw，明年就很可能突破1000Mw，從國際市場來看，突破lGw是光伏規模化的一個標志，國內光伏市場啟動就在眼前，如何實現光伏發電“平價”上網一直是導致金太陽工程舉步不前“攔路虎”。

國家電網副總經理帥國慶表示，將進一步規范和簡化并網程序，完善相關技術標準和管理制度，及時為項目單位提供并網服務；將積極落實金太陽項目自發自用政策，對富余電量按照國家核定的當地脫硫燃煤機組標桿并網發電價實行全額收購。

由于中國目前已經具備大規模發展光電產業的條件，光伏發電產業技術不斷進步，特別是從發電成本看，在光資源豐富地區已經下降到了每度1元左右。

而根據金太陽工程“自發自用”的政策，用戶側并網抵消的是電網的銷售電價。也就是說，如果當地銷售電價高于0.818元／kWh，則能夠保證10％的稅后內部收益率。在經濟上是可行的。

看起來，在配電側并網、自發自用的前提下，單個項目的光伏發電量越大。項目業主的盈利空間也就越大。但據業內人士透露，電網公司“給予了很大支持”，但力度仍然有限。

據了解，此次電網公司提出的條件是，金太陽工程示范項目用戶自發自用的電量，不能超過其總用電量的20％。

中國科學院熱工研究所一位電力專家接受本刊記者采訪時表示，原則上來說，電網公司對于自發自用的形式并沒有太多的要求，基本上都是參照產業用電的方式來管理，并沒有做電源管理的要求。

“不過，如果一個企業全年365天開工，那么他們20％的光伏發電量是可以自行消化的。但在一些假期工廠暫停生產，那么即使是總容量的20％，也可能逆流。”

無論如何，金太陽工程已經走在了越來越光明的路上。