1元上网电价：是机遇还是挑战？

南通强生光电科技有限公司 ■ 沙晓林

近日，国家发改委发文明确：2011年7月1日以后批建的光伏项目，上网电价为1元/kWh。上网电价的明确，一方面可以使光伏发电电价统一，比较容易实现上网；另一方面，可使项目承办企业准确测算投资成本、有效控制费用；第三方面，可以使各种组件、各类光伏企业公平竞争，在竞争中健康、快速发展。统一的标杆电价，必将促进我国光伏应用项目全面启动、较快发展。

但1元上网电价合理不合理、实施企业能否收支平衡或盈利？近日国内光伏业界对此议论纷纷、看法不一。强生光电认为，光伏发电1元上网电价符合中国国情，也是可能和可行的。1元上网电价不仅是一个恰到好处的价格，同时对光伏企业、新能源投资企业是一个机遇，更是一个成本上的挑战。对于业界热议的1元上网电价，强生光电也想谈一些想法：

第一，光伏上网补贴电价有待进一步细化。光伏发电受光照时间影响，各地年发电量不一，同时地面和屋顶系统建造成本不一，自发自用和并网输电的投入和收益也不一。由于这些原因，电价补贴政策有待进一步细化。对于全国统一的1元标杆电价，国家有关部门可否针对不同地区、不同建设方式(地面和屋顶)，实施与风电一样的分类电价？从国内光伏发电项目实施情况看，以1MW电站为例，西北地区，如新疆、内蒙、甘肃、青海、宁夏等省(自治区)，晶硅电站年发电量140万kWh左右，薄膜电站可达150万kWh，以后逐年有一定衰减。而东部、中部地区，有效光照低于西部地区，薄膜电站年发电量在100万kWh左右，晶硅电站应在90～92万kWh左右，比西北地区少了1/3的发电量。按1元/kWh上网电价计算，年发电收入少了50万元，如以25年使用寿命计算，即要少收入1250万元。但近几年在西北地区大规模建设光伏电站又面临一个电力输送能力和电网建设速度的瓶颈。目前，西北地区建设的光伏项目还比较小，上不了网、送不出电的矛盾并不突出，但风电在西北地区因电网问题仍有近30%的发电不能正常上网，这对项目建设投资和电力资源都是一种浪费。因此，我们认为，在“十二五”期间，我国光伏发电要以西北地区建设地面电站和东、中部地区建设地面和屋顶项目并举。在“十二五”过渡期间，在国家光伏补贴政策暂没有分区、分类的情况下，地方政府能否给予少部分地区差补贴？如江苏省2011年光伏上网补贴政策为1.40元/kWh，如果明年能定为1.20元，其中0.20元由地方政府补贴，这对在东部地区大规模启动光伏项目、缓解一些地区用电紧张状况还是有一定作用的。随着光伏系统建设成本的逐年降低，国家和地方补贴将逐年降低，而此期间火力发电成本也将逐年走高，如此有可能在“十三五”期间，使光伏发电成本接近火电上网电价。

第二，光伏1元上网电价的项目能不能做、投资企业能不能有合理的资金回报率？强生光电的回答是肯定的，关键在于项目的投资成本。我们算过一笔帐，在西北地区建设非晶硅薄膜组件光伏电站，投入可控制在13元/W，使用晶硅组件约需15～15.5元，主要是西北地区电网接入费用、运输费用、施工费用等高于沿海地区，按1MW薄膜电站25年可发电3450万kWh计算，回收期在12年左右；而在沿海地区建设同样规模的地面电站，非晶薄膜电站建设成本约需11～12元/W，按照25年可发电2400万kWh计算，回收期18年左右，如地方政府有0.20元/kWh补贴，则回收期可缩短至14年。现在的问题是，在西北地区建设地面薄膜光伏电站，总投入能不能控制在13元/W，在沿海地区能不能控制在11元/W以内(晶硅电站西北地区能不能控制在15元/W以内)，成为按1元电价取得盈利的关键。由于光伏组件种类不同、各家企业成本控制不同，因而销售价也不同。在系统集成方面更是各显其能，成本相差很大。就强生光电的实际情况看，非晶薄膜电池生产成本今年可控制在5.50元，销售价可在6.50元以内，明年计划将组件成本降至4.80元以下，2013年要降至3.80元，以上均为含税价。而系统建设方面，强生光电在国内有单独建设和与电力公司合作建设光伏电站项目的实践，在国外也参与了多个电站建设项目，尤其是使用水泥立柱制作的支架(已申请专利)，不仅牢固、耐侵蚀，最主要是成本低，支架成本可在1.50元/W以内，与晶硅组件支架成本相近，这就弥补了薄膜组件转换率较低导致支架成本增加的缺陷。组件和支架成本的有效控制，为系统成本降到1000万元/MW创造了条件。2013年强生薄膜组件销售价4.50元以内，整个地面电站系统就可以降至8.50元/W以下，回收期也可从目前的12年降到8年。在这里，我们想说明一点，现在很多公司对非晶薄膜电池的性能仍抱有怀疑，据说在江苏有两个薄膜电站项目发电量不理想。其实，非晶薄膜电池已有50年历史，也有安装近30年的发电压力，关键在于企业生产组件的品质好不好。我们不清楚江苏这两个电站发电量不足的具体原因，但强生光电可以负责任地说，我们工厂始终把薄膜电池质量放在核心位置，尤其重视组件的衰减和使用寿命，严格把关生产中的每一个环节，在欧洲和东南亚已成功建设了20多个MW级项目，其中在德国的一个地面、屋顶项目有10MW。所有选用强生组件的业主，均对强生光电薄膜电池发电量表示满意，超过了预期效果。同时，薄膜组件前五年由强生提供质量保证，后20年由全球最大的保险公司慕尼黑再保险公司给予质量承保，组件如有问题由保险公司赔偿。这也说明强生光电薄膜电池组件不仅成本低，而且质量好、有保证。因此，要使光伏发电可以应对1元电价的挑战，光伏企业不能眼光只盯在政府补贴政策的扶持上，更需要企业自身的努力，在降低成本上狠下功夫。

风电装备发展之路很值得光伏企业借鉴。10年前，1MW进口风机需3000多万，而现在国产的只有500万，降低了80%。风电投入逐年降低的事例，也说明光伏发电成本仍有降价空间。降低光伏发电成本，不仅需要组件质量好、成本低，而且要重点降低电站系统成本，而要达到这一目标，不仅需要组件企业努力，也需要逆变、电控、并网电器等配套企业的共同努力，需要设备制造企业、支架生产及安装企业的配合。光伏组件和系统生产企业都要确立严控成本和合理利润的指导思想，要严修内功、做实事、打基础，靠资本运作、靠圈地、靠人为炒作不能降低成本。现在不少光伏企业对1元上网电价多有抱怨之声，但强生光电认为，有上网标杆电价总比没有电价要好，启动国内光伏市场总比单纯依赖国外市场要好，降低成本总比产品压库和企业停产下马要好。只要我们共同努力，1元上网电价是完全可行的，也完全可以推动我国光伏应用大规模发展。

第三，政策配套和职能部门的配合很重要。其中，解决投入资金和利息是核心问题。建设光伏项目投入大，银行利息所占比例也很大。以在沿海地区建设1MW薄膜电池光伏电站为例，如果投入1100万元左右，20%为资本金、需向银行贷款880万，而这880万贷款利息，成了能不能实现1元上网电价的关键。沿海地区1MW光伏电站年发电量100万kWh，发电收入为100万元，而880万元贷款按6.5%年息计算，即要支出57.2万。如利率上浮到8%，则每年需支付利息70.4万元，再加上土地占用费、电站维护费、线路维护费等约10万元，支出要达到67～80万元，而收入只有20～30万元，回收期可能要25年以上。因此，国家对光伏发电的银行利息要有专门政策，希望对光伏贷款能实行与建设火力发电厂、高速公路、铁路等基本建设项目同等的优惠贷款利息；另一方面，建设光伏发电工程投入较大，其贷款希望能明确由哪几家国有银行支持。项目公司可否在取得建设批文后，银行给予30%的启动贷款，在建成上网发电后再给予50%(合计80%)的专项贷款，业主以上网电费还本付息，这也是欧洲发展太阳能采取的贷款模式。现在的问题是：建设光伏项目的国有公司比较容易取得银行贷款，而其他企业，尤其是民营企业，取得贷款比较困难；二是各地电网公司、尤其是基层电力公司，对建设光伏项目的认识，要统一到发展新能源、缓解用电紧张这一大局上来，不能全部按火电上网的传统办法来操作，更不能把它当作一桩生意来做。不仅要在上网审批手续上简便化、快捷化，电网接入线路等费用也要合情合理，以减少光伏项目的总投资；地方政府层面，对建设地面电站的滩涂、丘陵、荒地、闲置用地等项目使用土地的租金给予最大的优惠，最好能象征性的收费；对建设自发自用的屋顶项目，政府也要发挥有效的协调作用；各级政府审批部门要简化审批手续，各类设计、评估、检测等中介部门均要做到少收费，目前的收费明显较高；我们也真诚希望光伏业界知名专家，能多到基层了解情况，发表更贴近实际的看法和提出建议，共同为发展我国光伏应用作出贡献；也希望国家能加快建设西电东输电网，争取在十二五期间克服输变电瓶颈。到十二五末，可在西北地区大规模建设地面光伏电站，在年发电量比东部地区多40%～50%的有利条件下，上网电价完全可以降至0.80元以下。实现了这一目标，我国光伏产业和光伏应用将出现井喷式发展，光伏发电平价上网的目标一定能够实现。