以前許多人以為，這些太陽能發(fā)電示范項目不過是形象工程，小打小鬧，沒什么實際價值。“現(xiàn)在的光伏發(fā)電項目越來越受企業(yè)和資本的青睞”，胡亞平說，金太陽工程的項目用途越來越廣，裝機規(guī)模越來越大，京滬高鐵候車樓的雨蓬、江蘇省江陰海港物流園的屋頂……太陽能電池板正在越來越多地出現(xiàn)在工廠的廠區(qū)里、辦公樓的屋頂上。
是什么使光伏發(fā)電國內市場的應用急速升溫?主要進行光伏電站投資建設運營的中節(jié)能太陽能科技有限公司副總經(jīng)理張會學認為，這主要得益于光伏產業(yè)規(guī)?；?、技術進步帶來的投資成本的下降。這大大加快了光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的步伐。光伏平價上網(wǎng)離我們究竟還有多遠?
曾經(jīng)遙遠的交匯點
平價上網(wǎng)與市場應用到底有怎樣的關系?這是調研組想弄清楚的問題。“將光伏發(fā)電成本設置為一條曲線，將傳統(tǒng)能源發(fā)電成本設置為另一條曲線，隨著時間的推移、技術的進步，光伏發(fā)電的成本曲線會不斷下行，而傳統(tǒng)能源發(fā)電的成本曲線會不斷上行。這兩條曲線終會在某個時點出現(xiàn)交叉，這個交匯點就是光伏發(fā)電的平價上網(wǎng)點”，張會學說，當光伏上網(wǎng)電價與傳統(tǒng)電價持平時，光伏市場將會被充分打開，顯現(xiàn)出巨大的發(fā)展前景。
而這個平價上網(wǎng)點一度離我們很遠。
此次走訪的幾家光伏骨干企業(yè)，幾乎都受益于2005年以來的光伏業(yè)爆發(fā)增長，但是他們的產品多年來幾乎都用于出口，每家企業(yè)的出口占比均在95%以上。因為那時我國國內光伏應用市場遲遲無法啟動，有數(shù)據(jù)顯示，截至2008年年底，我國光伏發(fā)電裝機只有140mw。
為什么如此之少?企業(yè)的答案都匯聚為一個字——“貴”。英利集團政策研究室主任王洪志分析說，在2008年時，高成本是影響光伏大規(guī)模應用的主要原因，當時光伏發(fā)電初始投資在3.5萬元/千瓦左右，光伏發(fā)電成本在1.3到2.0元/千瓦時，無論是初始投資成本，還是發(fā)電成本，幾乎是核電的兩倍，是煤電的3到4倍。
“在那時，光伏平價上網(wǎng)似乎是件遙不可及的事。但是轉機出現(xiàn)在2009年”，在張會學的描述中，2009年發(fā)生的幾件事就好似國內光伏發(fā)電的一個分水嶺。
頭一件就是“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標等多個項目的啟動。尤其是財政部、科技部、國家能源局聯(lián)合推動的“金太陽示范工程”，對并網(wǎng)光伏發(fā)電項目原則上按光伏發(fā)電系統(tǒng)及其配套輸配電工程投資的50%給予補助，對偏遠無電地區(qū)的獨立光伏發(fā)電系統(tǒng)按總投資的70%給予補助。“金太陽示范工程”大幅度地拉低了投資成本，給市場規(guī)模的擴大帶來了巨大的動力。271mw、677mw、1709mw，從逐漸翻倍遞增的項目總規(guī)模上，就可以感受到市場熱情的升溫。
2009年敦煌特許招標的0.69元/千瓦時也被人頻頻提起。曾被人多次質疑的這一遠低于當時市場價格的投標價，雖然最后沒有中標，但是也將最后的中標價拉低至1.09元/千瓦時。“且不論動機如何，正是這種競爭的出現(xiàn)，讓人們看到了光伏發(fā)電成本下降的希望，也看到了光伏平價上網(wǎng)的可能”，張會學說，這種現(xiàn)象以前從未出現(xiàn)過。
仔細分析這些標志性事件，無一不是在推動光伏發(fā)電成本的下降。而每一次下降，都使得光伏發(fā)電朝著平價上網(wǎng)點接近，再接近。
成本下降加速平衡點到來
平價上網(wǎng)點還有多遠?有專家曾在2009年做過測算：2009年，我國光伏上網(wǎng)電價為1.5元/千瓦時，平均火電上網(wǎng)電價為0.34元/千瓦時。按照光伏電價以后每年下降8%，火電電價每年上漲6%測算，到2015年火電電價將上漲到0.48元/千瓦時，光伏電價下降到0.91元/千瓦時，光伏發(fā)電首先在配電側達到平價上網(wǎng);2020年火電電價上漲到0.65元/千瓦時，光伏電價下降到0.60元/千瓦時，光伏發(fā)電在發(fā)電側達到平價上網(wǎng)。根據(jù)國際上的相關預測，光伏發(fā)電的電價將在2015年左右達到1元/千瓦時以下，與用戶側的銷售電價相一致，實現(xiàn)“自發(fā)自用”平價上網(wǎng)。
現(xiàn)在看，這個平價上網(wǎng)點可能會比想象中來得更快一些。在調研采訪中發(fā)現(xiàn)，這場寒冬帶來的光伏產品價格急速下降，著實讓光伏企業(yè)“很受傷”，但是他們也欣喜地發(fā)現(xiàn)，用戶側的平價上網(wǎng)有望提前到來，光伏業(yè)打開更大市場的契機或許正在到來。
“光伏發(fā)電正在逐漸變成我們用得起的電。”一直參與金太陽示范工程項目審核的鑒衡認證中心主任秦海巖進行了測算。
從光伏發(fā)電的初始投資成本看，已有大幅下降，在半年多前，光伏組件的價格還是在10元/瓦左右，光伏發(fā)電系統(tǒng)價格也在15元/瓦;而目前光伏組件價格已降至6元/瓦，光伏發(fā)電系統(tǒng)降至10～11元/瓦。
從上網(wǎng)電價看，光伏在用戶側并網(wǎng)已經(jīng)具備經(jīng)濟性。根據(jù)鑒衡認證中心的測算，按照目前11元/瓦的投資成本，金太陽示范工程50%的投資補貼估算，只要年發(fā)電小時數(shù)達到1000小時，則內部收益率為8%和10%的條件下，即使不考慮增值稅抵扣，光伏上網(wǎng)電價已經(jīng)可以達到0.7860元和0.8526元。而我國北京、上海以及東部主要省份白天的工商業(yè)平均用電價格均在0.9元以上，已經(jīng)可以實現(xiàn)平價上網(wǎng)。
雖然已經(jīng)接近用戶側平價上網(wǎng)點，但若沒有補貼，距離仍將存在。按照去年8月國家發(fā)改委發(fā)布的光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價計算，即便選取較高的1.15元/千瓦時的電價計算，若沒有初始投資補貼，多數(shù)省市的項目將不具可行性。根據(jù)2011年的項目數(shù)據(jù)進行測算，以內部收益率不低于8%、資金回收期不超過13年測算，我國西部只有4個省區(qū)的項目可行;以內部收益率不低于6%、資金回收期不超過18年測算，西部也只有7個省區(qū)的項目可行;東部幾乎沒有任何省市的項目可行。
“在現(xiàn)階段，政府的支持與補貼對光伏產業(yè)的發(fā)展至關重要，這可以加快光伏發(fā)電平價上網(wǎng)的進程。”張會學同時感覺目前光伏產品價格存在非理性因素，回調仍有可能;而發(fā)電側的平價上網(wǎng)距離更遠，如果目前的光伏電池技術能夠出現(xiàn)革命性的突破，發(fā)電側實現(xiàn)平價上網(wǎng)的速度將會加快。
分布式發(fā)電被普遍看好
實現(xiàn)平價上網(wǎng)，除了“平價”，還要能“上網(wǎng)”用起來。從2008年底的140mw，到2011年底的累計安裝量達到3000mw，仔細分析增長數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)這短短3年間的迅速增長，主要還是得益于西部大型地面電站的規(guī)模迅速擴大。據(jù)青海省發(fā)改委能源局局長于小明透露，在過去的兩年內，青海省就實現(xiàn)了新增裝機容量1003mw。這一數(shù)值遠高于主要采用屋頂并網(wǎng)的金太陽工程3年來459mw的項目裝機容量。
但是在這次的采訪調研中，無論是太陽能電池廠商、光伏電站的投資運營商，還是業(yè)內的專家，幾乎都認為屋頂太陽能并網(wǎng)發(fā)電等分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)更適合國內市場的需要。
苗連生認為屋頂將是光伏發(fā)電未來的方向。目前國外市場的發(fā)展也正體現(xiàn)著這一特征。據(jù)相關統(tǒng)計，目前國際上并網(wǎng)發(fā)電占到光伏市場的90%，而在并網(wǎng)光伏市場中，與建筑結合的用戶側并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)占90%以上，德國在輸電側大型并網(wǎng)發(fā)電僅占10%，美國僅占6%。德國和日本的“10萬屋頂計劃”及美國的“百萬屋頂計劃”主要都是在低壓用戶側并網(wǎng)的分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)。
“金太陽重點支持大型工礦、商業(yè)企業(yè)以及公益性事業(yè)單位利用既有建筑建設光伏發(fā)電項目，在配電側并網(wǎng)，所發(fā)電量主要由企業(yè)自己使用。金太陽示范工程正是國內推進分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)的‘急先鋒’，這種分散供電方式很適合國內市場特點。”秦海巖介紹說，一方面我國相關資源豐富，這一資源包括太陽能資源和可用建筑資源。我國大部分地區(qū)太陽能資源屬于二類以上資源豐富區(qū)，在西部地區(qū)年滿發(fā)電小時數(shù)在1500左右，在東部地區(qū)年滿發(fā)電小時數(shù)可達到1200小時，是世界上太陽能資源最好的國家之一;我國現(xiàn)有可利用建筑面積90億平方米，如利用10%就可以裝機9000萬千瓦，年發(fā)電量約1350億千瓦時，可節(jié)約標煤4700萬噸，減排二氧化碳1.35億噸。
我國市場另一特點就是用電負荷主要集中在東部，由于光伏發(fā)電時間是在用電峰值的白天，在東部建立屋頂光伏發(fā)電系統(tǒng)，可直接在用電負荷中心全部就地消納，不需新建電網(wǎng)和長距離輸送，減少了輸送成本和能量損耗;而且這些項目單個規(guī)模不大、發(fā)電量少，基本上可以實現(xiàn)自發(fā)自用，抵扣峰值用電，可獲得較好的經(jīng)濟效益。
雖然是一片叫好聲，但是也有擔憂。從長遠來看，分布式是發(fā)展方向，但是從短期看，分布式光伏發(fā)電的情況不太樂觀。因為對于規(guī)模小且較分散的分布式發(fā)電項目，和大型電站一樣，要經(jīng)歷一套手續(xù)繁瑣的審批過程才能并網(wǎng)，這就帶來了投資成本的相應提高，再加上項目本身投資回報慢，綠色用電鼓勵政策不多，投資者和屋頂業(yè)主的積極性不高，這都成為分布式光伏發(fā)電迅速發(fā)展的阻礙。
從補充性能源到成為替代能源，光伏發(fā)電的道路還很漫長，但隨著平價上網(wǎng)距離我們越來越近，光伏成為老百姓用得起的綠色電力這一希望，我們已經(jīng)開始觸摸到。
