中國光伏產業出路何在？

　　“要從傳統能源轉向可再生能源，這已經是全球的共識了，無可非議。需要討論的問題是，在現在的技術水平下，可再生能源的推進應該走多快？多少年后，能夠成為主力能源？”國網能源研究院副總經濟師白建華說。

　　他同時告訴《經濟》記者，無論是風電還是光伏，年發電時間都在2000小時以下，相對動輒五六千小時的煤電，發電密度可謂非常之低。“即便是煤電，受到調峰的影響，也會變成相對低密度的。相應地，各類發電機組的裝機容量會大幅增加，輸配電網的投資也必然會增加。”

　　在中國可再生能源學會中德可再生能源合作中心執行主任陶光遠看來，中國政府最明智的做法是：將每年新增的光伏裝機總量保持在較低的水平，以保證光伏產業的生存，并將財政補貼向光伏的研發傾斜，促進光伏技術的發展以大幅降低成本。等到光伏發電的綜合成本下降到（考慮到環境污染和氣候保護的因素）煤電綜合成本左右時，再逐漸增加年光伏裝機總量。

　　一位不愿具名的業內專家也告訴《經濟》記者，目前光伏產業過于看重擴大規模，反而沒有考慮到核心技術的發展程度，而一旦技術路線發生變化，前期投入的沉沒成本難以估量。“就可再生能源發電而言，最大的問題在于不穩定，因此，對于儲能的技術要求非常高。我咨詢了許多儲能專家，沒有人能斷言，10年或者20年后，儲能問題就能夠得到解決。”

　　“光伏補貼策略確實存在缺陷”

　　陶光遠還特別指出，盡管用光伏發電替代燃煤發電，可以大幅度減少二氧化碳的排放，但在補貼相對較高的情況下，用光伏代替燃煤并不經濟。“光伏發電每千瓦時可減少大約0.8公斤的二氧化碳排放，財政補貼是約0.4元/千瓦時，折合光伏發電減排二氧化碳的成本約500元/噸；而現在，中國各個碳排放交易所的二氧化碳減排交易價格為30-60元/噸，更何況，國際碳交易的價格僅在20元/噸左右。”

　　這一比較遭到了國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰的強烈反對。“全球每年溫室氣體的排放大概400億噸，其中二氧化碳占300億噸，我花1500億美元買下來，讓全球的人都不排碳了，可能嗎？”

　　李俊峰認為，發展可再生能源，是文明和進步的體現，無法用金錢衡量其價值。“美國的環境成本很高，因此煤電的成本最高；但中國一直沒有把環境成本計入，導致煤電最便宜。中國應當通過稅收或其他手段，把環境成本也計算在內。”

　　“相比光伏補貼，我倒認為，我國目前對于煤炭的補貼是個問題。”李俊峰指出，自上世紀70年代以來，美國通過嚴格要求燃煤電廠，將煤炭利用比例自50%壓縮到30%。“訪問美國的時候，我就問他們能源部門的領導：‘你們當時淘汰燃煤電廠，給補貼了嗎？’他們一攤手，完全不懂我的意思。‘淘汰是企業的事情，和政府有什么關系？’”反觀中國，脫硫要補貼一筆錢，脫硝還要補貼一筆錢。“什么落后補貼什么，最終釀成惡性循環。”

　　不過，李俊峰也承認，中國現行的光伏補貼策略確實存在缺陷。

　　“最開始制定價格補貼政策的時候，我也是起草人之一。按照德國的辦法，其實光伏補貼政策極其簡單。除了電價，政府什么也不用管。從附加費的收取到‘補貼’的發放，都是由電網自行安排。說實話，除了電網，誰也不知道具體補了多少錢。”

　　“本來我們是學著德國的做法，結果現在就出‘幺蛾子’了。”李俊峰說，電網把附加費交上去，相關部門重新核對發電量，計算補貼金額，再層層審批下來。“想解決這個問題，還是要回歸那個簡單辦法，交給電網去做。”

　　“金改”和“電改”，光伏的兩條出路

　　“好多人問我：‘為什么美國的光伏發電那么便宜？為什么我們做不到？’我說：‘這里邊沒有任何陰謀，完全是我們自己的問題。’”李俊峰告訴《經濟》記者，美國目前光伏發電的售價大概在8.1美分/千瓦時（約相當于人民幣0.5元/千瓦時），而直到“十三五”期間，我國的光伏發電售價才會降到0.7元/千瓦時以下。之所以存在如此鮮明的價格差，最主要的影響因素正是兩國銀行貸款利率水平的不同。

　　“美國人的融資利率是2%，而我們是8%。”李俊峰說，假設中國某發電站貸款10000元，年發電1200小時，那么，僅財務成本一項，每年就要800元，每小時的財務成本更是高達0.6元。“所以，當中國的光伏企業按照9毛錢的電價銷售時，還不怎么賺錢，而美國人5毛錢就已經能賺錢了。因此，想要降低光伏發電的成本，金融體制必須改革。”

　　陶光遠則認為，即便風能、太陽能等可再生能源的發電成本降下來了，但如果缺乏針對風光電波動性的應對辦法，前路依然將會困難重重。“到了2020年，可能出現的情況是：某一個時段，風光電就足以滿足電力用戶的需求了。但即便如此，也不可能完全舍棄化石能源發電，否則電力系統穩定性難以保證。”這意味著，隨著可再生能源的發展，2020年以后，我國的電力很可能會出現富余，引起巨大電力浪費。如何消納波動的風光電，將是推進可再生能源深入發展所無法回避的核心問題。

　　解決的辦法并非沒有。

　　就在今年“兩會”后不久，中共中央通過了關于電力體制改革的“九號文”，其中明確提出：要形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。

　　陶光遠認為，市場化電價機制的建立，無疑將有助于消納過剩的風光電。“過剩的電的價格應當是波動的，這樣一來，我們的工業企業就可以使用它們。”既降低了企業生產成本，又能紓解過量的電。“德國已經開始取消光伏固定的上網電價，我們也要從現在開始，建立類似的機制。”

　　德國如何消納過剩光伏電量？

　　有人說，在光伏發電領域，德國的“昨天”是中國的“今天”，德國的“今天”大概就是中國的“明天”。

　　本世紀初，出于節能和可再生能源發展的需要，德國能源署成立。時至今日，可再生能源發電量已占德國總發電量的31%，其中，光伏發電占6.9%。然而，光伏發電補貼卻達到了德國可再生能源補貼總額的50%之多。

　　原來，在2008年，德國開始實行新版《可再生能源法》。其中規定：在未來3年之中，光伏發電的上網電價，將逐年降低8%。令德國人沒想到的是，中國企業把成本降得很低，本來預計年增3GW光伏裝機，結果居然達到了7GW。最后的結果是，過剩的可再生能源發電量拉低了德國某些時段的平均上網電價（甚至于出現了“負電價”）。

　　另一方面，由于可再生能源上網實行固定電價政策，固定電價與平均上網電價的差值一再擴大，直接推高了電價附加費用。“德國目前的平均交易電價只有3.8歐分/千瓦時，比中國目前的煤電上網電價還要低。但是，可再生能源附加費附加在每一度電上的費用卻高達6.2歐分。”陶光遠說。

　　與此同時，大規模的分布式光伏接入電網后，配電網出現了電壓升高和設備過載等問題，嚴重時甚至影響到電網的安全穩定運行。德國不得不一邊大幅削減光伏補貼，一邊設法消納過剩的光伏發電量。

　　陶光遠了解到，德國已經設計了9項改造和擴建配電網的措施。根據德國能源署開展的配電網擴建需求研究，2030年之前，德國需要對16.1萬千米線路進行改擴建，補充安裝6900萬千伏安容量的變壓器。“德國的經驗提醒我們，分布式發電措施，一定要分開，不要集中在同一個地區。希望我國能夠汲取德國的教訓，少走些彎路。”