發改委定電價刺激太陽能產業

李威

星期一是個不討人喜歡的日子，不過對王文芳來說，8月1日卻是歡樂開懷的一天。當天國家發改委《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》（以下簡稱《通知》）新鮮出爐，這猶如給持續低迷的國內太陽能光伏產業打了一針興奮劑，也讓賣不動太陽能電池組件的王文芳略舒愁眉，他盤算如果外銷還不行，就做做國內的生意。

參照德國等國家的經驗，上網電價政策出臺是光伏應用市場蓬勃興起的基石，進而能夠影響整個光伏產業鏈中上游。對于國內以出口為主的光伏產業，標桿電價出臺更如一場及時雨。不過，既便是思路如出一轍的政策在國內有時候也只會收到“播下龍種，收獲跳蚤”的效果，此次標桿上網電價出臺的影響遠遠小于喊出來的這句口號。

標價出臺

國家發改委網站8月1日掛出的這份文件共4段，600余字，內容相當簡要，與此后形成的業界解讀熱潮對比鮮明，背后的主要原因是此次出臺了全國統一的光伏標桿上網電價，國內光伏應用市場可能由此啟動。

《通知》以項目核準時間和建成投產時間為分界線，制定不同的標桿上網價格：7月1日以前核準建設、12月31日建成投產且發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元（注：含稅，下同）。7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及7月1日前核準但截至年底仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。

之前，國內光伏上網價格由發改委通過單項核準和特許權招標方式確定，主要由被審批的各地或各太陽能光伏發電站的上網電價、光伏發電特許權項目招標中標價格、金太陽項目上網價格構成，各地價差相當明顯，實際推動定價的主體比較多元。行業無價可循，并網困難，國內光伏應用市場發展異常緩慢，光伏企業90%的組件產品出口海外，如王文芳的公司幾乎所有的產品都靠國外客戶，產業仰人鼻息。受今年歐債危機等影響，產業企業生存普遍艱難。

此時推出光電標價頗有救市意味，實際上，業界對標價已翹盼多年，但文件出臺后，多位業界人士對預期效果并不樂觀，英大證券電力行業分析師盧小兵綜合光伏企業的常規投資運營數據以及年1500小時光伏有效利用時間、20年還貸期限，得出稅后光伏發電成本為1.26 元/千瓦時左右，遠高于兩類標桿電價，許多地方政府為扶持行業發展，通過補貼將標桿電價提到1.4元/千瓦時以上。“電價上網撬動光伏中上游產業發展，不過目前來看，大范圍上網很難。盡管目前光伏并網數量較少，不過標價定的偏低，政府尤其是地方政府的財政壓力很大，未來補貼難以持續。此外，并網等諸多難題導致上網標價的政策意義遠大于實際意義，意義可能更多的在于一個固定的上網電價讓所有的光伏企業、投資參與方等明確判斷光伏產業的發展前景，從而有信心進一步向這一領域投資。”

粗糙的細節

如果盧小兵認為此次政策更像一種精神鼓勵，《通知》則有許多或語焉不詳或疑點重重的規定會進一步提供材料。

文件最讓人意外的是沒有對上網電價的補貼年限做任何說明，補貼年限不同給投資商帶來的投資回報率差異很大，項目收益率無法計算，銀行也無法為項目提供貸款。東西部上網標價一刀切也令人費解。我國東西部光照資源差異明顯，中國氣象局風能太陽能資源評估中心副主任申彥波表示，“我國西藏太陽能資源年總量2000千瓦時/平方米左右，緊鄰的青海地區在1800千瓦時/平方米左右，重慶地區最少（1000千瓦時/平方米左右），江蘇等東部地區約為1300千瓦時/平方米。僅從太陽能資源來看，東西部相差30%左右，在電站規模、設備效率等相同的情況下，太陽能資源差值基本也是發電量差值。從這方面看，應該探索類似風電的區域上網電價。”在盧小兵的測算里，如果參入光照和人力成本等差異，東部地區實際運行價更高，在1.15元/千瓦時的電價下西部部分地區內部收益率能達到兩位數。

而且文件也未考慮安裝方式帶來的系統成本差異，中商流通生產力促進中心能源行業分析師宋亮表示，我國東、南部地區適合發展屋頂式、小型分布式發電站建設。但此類項目單位建設成本比地面光伏發電站高許多，1元/每千瓦時的標價更傾向于鼓勵發展西部大型地面光伏電站，對屋頂太陽能等發展較為不利。

在行業不能完全商業化運作的階段，政策補貼是其發展的關鍵，關于光伏上網電價資金補貼，文件表示通過對終端用戶征收可再生能源電價附加來解決，標準為4厘/千瓦時。根據發改委的數據，去年，全國征收的附加費約為130億左右，大部分用于補貼風電和生物質發電，光伏發電占比不到5%。由于近年對風電等的補貼，去年賬戶已虧空。而在短期內，風電仍將占用大部分資金，在通脹形勢下，提高附加費標準并非易事，補貼難為無米之炊。

細節模糊之余，政策也為較大的不確定性埋下伏筆，文件如此表示，“今后，我委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整（標價）。”但并未量化調整的條件，一位不愿透露姓名的行業研究員表示：“這次政策更像是搭了一個臨時帳篷，看天來拆搬。”

多方博弈

特許權項目主要集中在光伏發電站，是發改委、財政部等相關決策機構對可再生能源補貼方式與補貼價格的示范性項目，企業通過相互間的價格競爭獲取，其實是政府的一種價格摸底手段。可再生能源發電是個新事物，成本核定等都無例可循，通過競標能夠知悉企業真實成本，為制定全國統一標桿價格做鋪墊。有趣的是，此次文件出臺了標價，卻規定特許權項目中標企業依然執行中標價格，也就是說特許權項目依然要繼續，這種矛盾表示上網標價并不完全合發改委之意。

上網標價出臺摻雜了多種因素，糟糕的行業現狀是一個重要原因，地方政府在其中扮演了主要角色。一直以來，圍繞可再生能源補貼，政府有關部門一直存在博弈，光伏發電的補貼模式是發改委通過附加費補貼國家標價與脫硫火電價價差，地方政府補貼國家標價與地方標價價差，光伏發電和脫硫火電成本較為固定，標價高低就是衡量發改委和地方政府各自補貼多少的尺度。地方政府希望標價高一點，以便用較少補貼推動本地光伏產業發展，同時，也期盼在全國標價未出臺前，發改委讓自己“開小灶”，提前制定地方標價，搶占國內行業發展先機。發改委對此不動聲色，在2009年和2010年連續兩年進行兩輪特許權項目招標，研究企業成本價格，在標價制定上保持話語權。特許權項目招標卻為發改委試探企業成本價帶來了小插曲，特許權項目因為地理資源優越，競標企業爭搶激烈，特別是電力央企、國企與中小企業之間的博弈最為突出。宋亮表示，國內光伏產業中上游過剩，誰搶到發電站，誰就占有未來發展的優勢，像國電、中電投、華能這些企業依托雄厚實力，忍受甚至20年不盈利的投資預期，以超低價格，取得項目。兩輪招標下來，中標價格下降明顯，第二輪基本都在1元/每千瓦時。其實，在央企等參與下，行業成本已無從得知，標價制定十分困難。

而多地政府早已急不可待，之前，江蘇省出臺了地方標價，進一步拉開本地企業與外地企業的競爭差距，其他省份看在眼里急在心里。同時競標低價帶來不少補貼壓力，地方政府擔心發改委因此制定標價過低，因此紛紛制定地方標準，特許權項目低價競標現象后，發改委對定價思路也有微微的松動。青海在5月份率先通過數度公關發改委，獲批執行1.15元/千瓦時上網電價，7月份，山東通過省物價局批準出臺2010年至2012年的補貼方案。這種拉扯早已開始，去年山東和青海都向發改委報批光電上網價格，全未通過。山東表現更為強勢，方案繞過國家發改委直接推出。兩省電價方案出臺尤其是山東的做法，不僅給其他省份帶來了壓力，也明顯刺激了發改委。

在對行業的發展層面，財政部和發改委步調也難以一致。目前財政部太陽能項目重點扶持金太陽項目和太陽能屋頂計劃，發改委重點項目是做特許權招標，金太陽和太陽能屋頂計劃多適用于中東部，特許招標項目基本都在西部，補貼資金來源和方式也大相徑庭。此次標價出臺并未觸及金太陽項目，即使自身賬戶資金緊張，文件也未提及可用財政部的“可再生能源專項資金”，而正如宋亮提到的，一刀切偏低標價對市場主要在東部的太陽能屋頂影響較大，兩大部委一直都在利用自己的職能以在光伏等新能源行業有更多的控制。

搶建潮將至

接下來的小下半年，王文芳準備開拓國內市場，雖然入行不久，王文芳消息比較靈通，很多朋友都說光伏產業要來一波搶建潮。實際上，《通知》透露的信息十分明晰。以7月1日前核準，12月31日建成為時間節點，前后價差0.15元/千瓦時，很多項目肯定要趕在年底之前完工。青海930項目就是一個生動的例子。

所謂930是指，今年5月27日下發的《格爾木市人民政府（光伏發電項目建設專題會）會議紀要》表示，國家發改委同意就上網電價給予青海省特殊政策支持，即在今年9月30日前建成并網的電站項目執行1.15元／千瓦時電價。消息一出，項目主要聚集地格爾木數十個項目同時開工，有些公司甚至雇用武警上陣。可以想象全國范圍內適用的光伏上網電價政策一出，將是一種怎么樣的景象。據世界知名市場調研公司ihssisuppli的報告稱，新上網電價補貼政策具有在未來18個月內將中國新增太陽能安裝量提至15億瓦特的潛力。國家發改委能源所研究員王斯成則預計今年將新增20億瓦特的光伏裝機，去年全年國內光伏新增總裝機容量僅為500兆瓦。

但這恰是值得引起憂慮的地方。目前國內政策條文不清晰，為了爭取較高價位，幾乎所有的企業都會加快上馬，但未來的不確定性使得經營風險倍增。如并網依然是最大的難題，大型地面光伏發電站多集中西部，而電網并不能配套建設，而且風電、光電等新能源不穩定性也未得到有效解決，電網收購電量積極性很小。如果項目并不了網，標價出臺意義將非常有限。另一方面，目前可再生能源附加賬戶處于虧損，無力對于大規模的光伏發電項目給予補貼。由此聯系到風電標桿電價出臺后，風電產業因此利好，出現爆發式增長，繼而導致風電設備產能過剩、風電場大面積脫網。在這輪瘋狂過后，誰將是埋單者？

光伏上網標桿價格要產生預期的效果，需要多方協作，發改委、能源局、財政部、電網公司都要參與其中，根據以往的經驗，如果沒有更有效的協調，行業依然會調而不動。