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文/經濟學與公共政策學者，中國國務院研究室副司長
我國光伏產業面臨嚴峻形勢，既有國際市場需求減弱的影響，也與國內政策不配套導致的需求不足直接相關。當前，應通過擴大國內市場需求，消化現有光伏產能。適時調整政策，鼓勵小規模、分布式光伏發電；在補貼總量有限的情況下，優化光伏發電的補貼政策；發展靈活、開放、安全的智能微電網，為光伏發電提供高效便捷的接入和結算服務；完善各部門協調機制，促進光伏產業擺脫困境。
一、光伏產業面臨的嚴峻形勢
近年來，在國際市場帶動下，我國太陽能光伏產業快速成長。到2011年底，光伏組件年產量達2100萬千瓦，約占全世界當年安裝量的70%，連續四年位居世界第一。但是作為一個高度外向型產業，光伏產業受全球經濟衰退影響，面臨著前所未有的挑戰。
自2011年下半年開始，我國光伏行業整體盈利能力急劇下降。2012年一季度，在國外上市的十家主要企業虧損6億多美元。今年上半年，A股光伏企業超過八成業績下降。資本市場看空光伏行業，債務負擔沉重。截至今年上半年，我國最大的10家光伏企業債務累積超過1100億元人民幣。無錫尚德、江西賽維等骨干企業在納斯達克的股價已跌至1美元以下，面臨著退市、破產的風險。貸款逾期現象普遍，僅國家開發銀行2009年以來給光伏企業的信貸規模就超過了2600億元，由此帶來的金融風險亦不可小視。
我國光伏行業陷入生存困境，原因是多方面的。一是嚴重依賴國際市場。2011年我國光伏產業實現銷售收入280億美元左右，其中出口額約258億美元，對外依存度維持在90%左右，主要出口地為歐盟、美國、澳大利亞、日本等。隨著美國“雙反”懲罰性關稅出臺以及歐盟對華“雙反”調查啟動，我光伏組件在國際市場的份額已大幅萎縮。二是國內光伏產能增長過快。自2009年下半年起，國內光伏組件生產商開始擴產，到2011年底全國總產能約4000萬千瓦，而當年全球光伏市場安裝總量僅2800萬千瓦左右。全國光伏產能一半以上閑置。盡管如此，仍有100多個城市提出打造光伏產業基地，10多個城市提出打造雙千億光伏產業基地。三是國內市場尚未有效啟動。2011年，國內光伏市場安裝量220萬千瓦，僅是全部光伏電池產量的10%左右。
二、國內光伏市場的突出問題
當前，歐盟的反傾銷裁決可能很快出臺，大多數企業已到了生死存亡的邊緣。有關部門和地方政府出臺了財政、金融、稅收等措施進行救市，雖然會有一定效果，但對于規模巨大的光伏產業來講仍嫌不足。在這種形勢下，唯有大幅度擴大國內市場需求，才是緩解全行業困境的根本出路。
我國大規模開展光伏應用的優勢明顯。全國太陽能豐富地區占陸地面積的2/3，資源潛力遠優于歐洲。光伏發電的經濟性不斷改善。“十一五”以來，光伏組件價格平均每年下降25%，從2006的30—35元/瓦，降至2012年5—6元/瓦。在資源條件較好的地區，光伏電站的發電盈利點已普遍低于1元/千瓦時，將業界的預期提前了10年左右。國家高度重視光伏產業。建立可再生能源基金、實施“金太陽示范工程”、“建筑物屋頂光伏”等補貼光伏發電。截至2011年底，我國太陽能發電裝機約300萬千瓦，規劃到2020年達到5000萬千瓦。盡管如此，大面積推廣光伏發電仍面臨著多方面的制約因素。
第一，指導思想上的問題。光伏發電仍然延續了風電 “大規模、高集中度開發，遠距離、高電壓輸送”的思路，把開發的重點放在西北荒漠地區。西北五個省光伏發電裝機185萬千瓦，占全國的60%以上，主要都是大型光伏電站。西北雖然風光資源豐富，但本地市場消納空間有限，要用特高壓遠距離輸送到一、兩千公里外的華東、華中使用。由于太陽能發電具有隨機性、間歇性的物理特性，年發電等效利用小時數只有火電正常情況下的1/4左右，大規模集中開發給電網調度運行增加了困難。加上輸電線損和變損，電網購買這些新能源是很不經濟的。從能源利用的一般規律看，分散稀薄的能源應當分散利用，如果集中利用代價會比較大，風電、太陽能發電就屬于這種情況。歐美實行“小規模、分布式，低電壓、就地分散接入系統”的模式，滿足了大部分新增電力的需求。這種模式對電網主頻率和電壓等重要參數的影響甚小，更符合風電、光伏發電的特性和目前技術水平。
第二，補貼效果不夠理想。
一是金太陽示范工程。這一工程從2009年開始啟動，對并網光伏發電項目按光伏發電系統及其配套輸配電工程總投資的50%給予補助，偏遠無電地區按總投資的70%給予補助，三年累計使用補貼資金約100億元，有力支持了身處困境的光伏企業。但是，由于補貼辦法是按申報事先撥付資金，很難控制設備質量和工程建設質量，實際并網規模、電站質量，特別是最為關鍵的發電量難以達到申報水平。補貼并未有效拉動光伏產品需求。
二是可再生能源電價附加。2011年，國家發改委發布了首個全國統一的太陽能光伏發電上網電價補貼政策，每千瓦時補貼至1.15元或1元。即：超出常規火電上網標桿電價的部分，由銷售電價中加收的可再生電價附加基金支付?？稍偕茉措妰r附加的標準，從最初的2厘/千瓦時，提高到2009年11月的4厘/千瓦時，2011年12月提高到8厘/千瓦時。按現在標準，理論上每年應收可再生能源基金約300億元，由于各種減免政策政出多門，征收過程管理不規范，現基金實際年收入不到200億元。這些錢將主要用于風電補貼，約180億元，其它用于電網接入系統工程、生物質能發電、垃圾發電、光伏發電等，總量嚴重不足。目前基金補貼大量拖欠，風電只補到2010年第四季度。光伏發電能夠使用基金的數量較少。
第三，缺少智能電網技術的有效支撐。在發達國家，智能微電網是為了適應多種電源形式、分布式能源（風、光等新能源和頁巖氣）發展，在用戶側興起的電網建設和運行模式，國際科技界謂之“第三次工業革命”。它以現代互聯網為代表的信息和控制技術為基礎，以最大程度利用不穩定供能的新能源為目標，具有高度的靈活性、可接入性和安全性，能夠滿足用戶兼具發電和用電的特性。譬如，美日歐大規模實施屋頂光伏計劃，很多家庭白天用屋頂光伏發電，除滿足自己使用，多余電力可以賣給電網；不足則從電網買電，形成了千家萬戶、星羅棋布使用光伏的格局。國外這些分布式電源點也正是中國光伏產品的主要客戶，德國、意大利2011年光伏分別建成750、900萬千瓦，主要是屋頂項目。我國按照1995年通過的《電力法》，“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”。除了電力公司其它機構不得出售電力。這一規定顯然落后于現代電力發展的趨勢。近年來，國家有關部門和電網企業著力開發智能電網，主要目標是滿足電力大規模、集中、遠距離輸送的需要，對如何向微網、分布式能源開放尚未提上日程，這在很大程度上制約了光伏產品在中國的使用。
三、開拓國內光伏需求的思路
我國光照資源豐富，光伏產品成本較低，國家政策大力支持。在外需不足的情況下，適時啟動內需，時機已經成熟，條件基本具備，以下措施似有利于啟動國內光伏市場。
第一，調整光伏發電發展思路。大力發展小規模、低電壓、近消納、直接接入配電網系統的分布式光伏發電。從投入產出效益和經濟性、電網安全性出發，今后不宜在西部大規模開發光伏發電項目。在各地實施“屋頂光伏”計劃，鼓勵從事光伏發電的企業、工業園區、商業單位和家庭“自發自用、多余上網”。
第二，優化補貼資金使用。光伏發電與常規能源相比經濟性較差，還不具備競爭力，補貼規模決定了發展規模。要通過優化資金使用，以有限的補貼帶動盡可能多的光伏發電。通過合理的制度安排和競爭機制，促進光伏發電成本不斷下降，最終達到與常規發電可以競爭的水平。
一是建立光伏發電補貼的穩定來源。充分發掘現有政策潛力，取消各地自行出臺的可再生能源電價附加減免政策，加強征收和使用各環節的管理，做到應收盡收。僅此一項一年可以增加可再生能源基金近200億元，可專項用于支持光伏發電。原來基金中用于風電、生物質能補貼的金額可以基本不動。
二是改變補貼方式，放大帶動效應。將光伏發電補貼方式，從補貼裝機改為補貼發電量；從補貼發電端改為補貼用戶端。補貼發電量可以避免虛報裝機、以次充好。補貼用戶端相當于直接替代銷售電價水平，可以比補貼發電端提高效率數倍。譬如，目前光伏發電上網電價為每千瓦時1元，西部省份火電上網標桿電價普遍不超過0.3元，光伏發一度電國家要補貼0.70元左右。如果要維持這么大的補貼幅度，需要連續大幅提漲銷售電價，這是我國目前經濟社會難以承擔的。我國東部和中部地區工業、商業用電實際價格水平在每千瓦時0.8～1元左右，如果每千瓦時補助他們0.2—0.3元，他們就有積極性采用分布式光伏發電。在西部發電端花0.70元只能補貼1千瓦時，到東、中部用戶端同樣的價錢可以補貼3～4千瓦時左右。
三是統籌集中使用光伏補貼資金。統一使用可再生能源電價附加基金中的光伏補貼、財政資金中用于“金太陽工程”和“屋頂光伏計劃”的資金，一年可以達到近300億元。這些資金如完全用于售電端補貼，按每千瓦時補貼0.2—0.3元計算，每年可補貼光伏發電量1200億千瓦時（去年全國光伏發電量為20億千瓦時），相應裝機1.2億千瓦，是現有光伏裝機的40倍，可以有效釋放現有光伏產能。
四是通過招標競爭降低光伏補貼成本。光伏補貼是公共財政資金，為達到補貼效益最大化，建議在全國范圍內對光伏發電的業主進行補貼招標，選擇最低補貼的企業中標。這一措施有利于通過競爭淘汰光伏產業中的落后產能，同時西部地區由于單位電量補貼較高將難以中標，可以限制在遠離電力負荷的地區發展光伏發電。
第三，建設靈活、開放、安全的智能電網。電網要利用現代信息技術，為分布式光伏發電提供高效便捷的接入、結算服務。在完成電力市場化改革前，要按照國務院要求，全面實施節能發電調度辦法，優先、全額調度光伏發電上網。適時修訂《電力法》，取消“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”的規定，為分布式光伏發電上網掃清法律障礙。
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