光伏補貼到底流向何方？

2015年7月30日，中國最具影響力的三大光伏行業(yè)協(xié)會聯(lián)名提交了有關(guān)促進光伏行業(yè)發(fā)展的三大政策文件，不僅建議將2020年光伏裝機總量目標(biāo)由1億千瓦調(diào)整至2億千瓦，同時提出應(yīng)當(dāng)加強可再生能源電價附加的征收力度。

就在半個月后，以“制造矽基薄膜太陽能光伏組件之生產(chǎn)設(shè)備及整套生產(chǎn)線”為主營收入、號稱“全球規(guī)模最大，技術(shù)領(lǐng)先”的漢能薄膜發(fā)電集團有限公司，發(fā)出了盈利警告。而該公司的實際控制人李河君，正是繼施正榮之后，中國光伏產(chǎn)業(yè)的又一旗手。

實際上，對比價廉穩(wěn)定的火電和水電，光伏企業(yè)的盈利能力不言自明。但在長期巨額發(fā)電補貼的哺育之下，截至2015年6月底，我國光伏發(fā)電裝機容量已達3578萬千瓦。

“按照今年光伏新增發(fā)電能力1600萬千瓦計，僅在2015年安裝的光伏發(fā)電設(shè)備，就要在未來的20年中，總計補貼約1500億元。”中國可再生能源學(xué)會中德可再生能源合作中心執(zhí)行主任陶光遠說，光伏發(fā)電補貼將成中國不可承受之重。

此言一出，立刻引起嘴仗無數(shù)。陶光遠的計算是否靠譜?光伏補貼究竟幾何?當(dāng)真是“中國不可承受之重”嗎?

光伏補貼究竟幾何?

財政部和國家發(fā)改委早已對光伏發(fā)電補貼做出了細致的規(guī)定：針對不同地區(qū)的地面電站，分別執(zhí)行每千瓦時1元、0.95元和0.9元的上網(wǎng)標(biāo)桿電價;而針對分布式光伏發(fā)電自用后的剩余電量，則按脫硫煤電上網(wǎng)價收購，同時實行每度電0.42元的國家補貼標(biāo)準(zhǔn)，部分地區(qū)另有地方補貼。

國家電網(wǎng)天津市電力公司的工作人員告訴《經(jīng)濟》記者，盡管各地上網(wǎng)電價都不盡相同，但傳統(tǒng)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價一般在每千瓦時0.3-0.4元之間，而電網(wǎng)收購光伏發(fā)電所需額外支付的費用，將由國家財政予以補助。

根據(jù)國家能源局的統(tǒng)計，截至2014年底，光伏發(fā)電累計裝機容量2805萬千瓦，其中，光伏電站2338萬千瓦，分布式467萬千瓦，當(dāng)年發(fā)電量約250億千瓦時。如果不考慮為消納光伏發(fā)電新建和改造輸配電網(wǎng)的投入，2014年度支出的光伏發(fā)電的常規(guī)補貼應(yīng)當(dāng)至少達到100億元。

未來20年或達萬億元補貼

中國可再生能源學(xué)會中德可再生能源合作中心執(zhí)行主任陶光遠則撰文指出：以每年新增1600萬千瓦光伏裝機、單位光伏發(fā)電功率的平均發(fā)電量1200千瓦時/千瓦年、平均補貼0.4元/千瓦時、補貼年限20年計;那么，不計折現(xiàn)利率，對于僅在2015年安裝的光伏發(fā)電設(shè)備，就要在未來的20年中，總計補貼16，000，000千瓦x1200千瓦時/千瓦年x0.4元/千瓦時x20年=153，600，000，000元，即1536億元。

陶光遠向《經(jīng)濟》記者解讀上述估算時指出，地面電站補貼大概在0.5元/千瓦時，分布式更多，地方的補貼不可勝計。“我用0.4元計算，已經(jīng)非常保守了。”

他同時強調(diào)：“補貼一旦發(fā)生，不可終止，否則所有的光伏企業(yè)都會面臨倒閉的風(fēng)險。”而根據(jù)俗稱光伏“國八條”的《國務(wù)院關(guān)于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》，上網(wǎng)電價及補貼的執(zhí)行期限原則上為20年。如果再考慮到輸配電網(wǎng)的改造及新建，未來20年內(nèi)，“1萬億元的補貼總是需要的”。

裝機容量猛增，拖欠補貼上百億元

不過，盡管允諾支付的補貼數(shù)額不在少數(shù)，真實發(fā)放的情況卻與之相去甚遠。

財政部的公開數(shù)據(jù)顯示：2014年，光伏發(fā)電補貼的主要來源——可再生能源電價附加收入決算數(shù)為491.38億元，完成預(yù)算的104.5%;支出決算數(shù)為508.17億元，完成預(yù)算的96.1%;在總支出中，中央本級支出的401.07億元，用于太陽能發(fā)電補助的僅為52億元，不僅遠低于補助風(fēng)力發(fā)電的275億元，甚至低于補助生物質(zhì)能發(fā)電的74.07億元。

實際上，作為政府性基金的一項，可再生能源電價附加自2012年1月1日起，就對除西藏自治區(qū)以外的各省(區(qū)、市)扣除農(nóng)業(yè)生產(chǎn)用電后的銷售電量進行征收，專項用于可再生能源發(fā)電電價補貼。但早在2006年，國家發(fā)改委即發(fā)布了《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》，規(guī)定可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價高于當(dāng)?shù)厝济簷C組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的部分等費用，通過向全國電力用戶統(tǒng)一征收電價附加的方式解決。

在過去的10年間，可再生能源電價附加一漲再漲，從2006年的0.001元/千瓦時飆升至0.015元/千瓦時(其中，對居民生活用電征收的附加費一直維持在0.001元/千瓦時)，但補貼缺口仍然存在。

“根據(jù)我們對15家光伏電站營運商的調(diào)查，僅拖欠他們的光伏補貼額度就已超過了100億元。”中國光伏行業(yè)協(xié)會會長王勃華在日前召開的“2015年上半年光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展與下半年展望”研討會上公開表示。

在王勃華看來，之所以會出現(xiàn)拖欠補貼的現(xiàn)象，原因正在于可再生能源電價附加收繳不力。他說：“2014年實際收繳僅400余億元(應(yīng)收700億元)，其中300余億元用于補貼風(fēng)電，留給光伏的補貼額度供不應(yīng)求。”

盡管王勃華的說法與公開數(shù)據(jù)略有出入，但可以看出的是，2014年，在可再生能源電價附加收入超額完成、支出略有不足的情況下，其收入與支出仍然存在近17億元的缺口。

在這種情況下，中國光伏行業(yè)協(xié)會、中國可再生能源學(xué)會及中國循環(huán)經(jīng)濟協(xié)會可再生能源專業(yè)委員會聯(lián)名提交了《光伏電站電費缺口情況及建議》，明確建議將可再生能源電價附加從1.5分/千瓦時提高到2.5分/千瓦時。

反過來看，中國光伏產(chǎn)業(yè)的步子確實邁得太大了。裝機容量方面，原定于“十二五”期末實現(xiàn)的目標(biāo)僅為5GW，而隨著目標(biāo)一再提高，截至今年上半年，裝機總量已經(jīng)突破35GW;發(fā)電量方面，2014年光伏發(fā)電量同比增長超過200%，然而，補貼資金卻沒有實現(xiàn)同比例增長，出現(xiàn)缺口實屬情理之中。

此外，國家應(yīng)對氣候變化戰(zhàn)略研究和國際合作中心主任李俊峰告訴《經(jīng)濟》記者，拖欠光伏補貼與審批流程過于復(fù)雜也有關(guān)系。“電網(wǎng)公司把可再生能源電價附加收上來，交給財政;相關(guān)機構(gòu)再核對每一家光伏電站的發(fā)電量、應(yīng)該拿多少錢，等到算清楚了再發(fā)給大家。本來當(dāng)年可以結(jié)清的，結(jié)果一拖就是兩年。”

更加糟糕的是，隨著光伏裝機容量和并網(wǎng)發(fā)電量的劇增，我國開始出現(xiàn)“棄光”問題。據(jù)國家能源局的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，今年1-6月，全國累計光伏發(fā)電量僅190億千瓦時，占當(dāng)期發(fā)電總量的比例尚不足1%;“棄光”電量卻達到18億千瓦時，令人咋舌。

一面是日益沉重的補貼負擔(dān)，另一面卻是逐漸高企的“棄光”電量。光伏補貼到底該怎么補?中國光伏產(chǎn)業(yè)又該怎樣走下去?

中國光伏產(chǎn)業(yè)出路何在?

“要從傳統(tǒng)能源轉(zhuǎn)向可再生能源，這已經(jīng)是全球的共識了，無可非議。需要討論的問題是，在現(xiàn)在的技術(shù)水平下，可再生能源的推進應(yīng)該走多快?多少年后，能夠成為主力能源?”國網(wǎng)能源研究院副總經(jīng)濟師白建華說。

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

在中國可再生能源學(xué)會中德可再生能源合作中心執(zhí)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(chǎn)業(yè)的生存，并將財政補貼向光伏的研發(fā)傾斜，促進光伏技術(shù)的發(fā)展以大幅降低成本。等到光伏發(fā)電的綜合成本下降到(考慮到環(huán)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(yè)內(nèi)專家也告訴《經(jīng)濟》記者，目前光伏產(chǎn)業(yè)過于看重擴大規(guī)模，反而沒有考慮到核心技術(shù)的發(fā)展程度，而一旦技術(shù)路線發(fā)生變化，前期投入的沉沒成本難以估量。“就可再生能源發(fā)電而言，最大的問題在于不穩(wěn)定，因此，對于儲能的技術(shù)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(fā)電替代燃煤發(fā)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(jīng)濟。“光伏發(fā)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(fā)電減排二氧化碳的成本約500元/噸;而現(xiàn)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(yīng)對氣候變化戰(zhàn)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(fā)展可再生能源，是文明和進步的體現(xiàn)，無法用金錢衡量其價值。“美國的環(huán)境成本很高，因此煤電的成本最高;但中國一直沒有把環(huán)境成本計入，導(dǎo)致煤電最便宜。中國應(yīng)當(dāng)通過稅收或其他手段，把環(huán)境成本也計算在內(nèi)。”

“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(jì)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(lǐng)導(dǎo)：‘你們當(dāng)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(yè)的事情，和政府有什么關(guān)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(huán)。”

不過，李俊峰也承認，中國現(xiàn)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(fā)放，都是由電網(wǎng)自行安排。說實話，除了電網(wǎng)，誰也不知道具體補了多少錢。”

“本來我們是學(xué)著德國的做法，結(jié)果現(xiàn)在就出‘幺蛾子’了。”李俊峰說，電網(wǎng)把附加費交上去，相關(guān)部門重新核對發(fā)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(wǎng)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(fā)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(jīng)濟》記者，美國目前光伏發(fā)電的售價大概在8.1美分/千瓦時(約相當(dāng)于人民幣0.5元/千瓦時)，而直到“十三五”期間，我國的光伏發(fā)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(shè)中國某發(fā)電站貸款10000元，年發(fā)電1200小時，那么，僅財務(wù)成本一項，每年就要800元，每小時的財務(wù)成本更是高達0.6元。“所以，當(dāng)中國的光伏企業(yè)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(jīng)能賺錢了。因此，想要降低光伏發(fā)電的成本，金融體制必須改革。”

陶光遠則認為，即便風(fēng)能、太陽能等可再生能源的發(fā)電成本降下來了，但如果缺乏針對風(fēng)光電波動性的應(yīng)對辦法，前路依然將會困難重重。“到了2020年，可能出現(xiàn)的情況是：某一個時段，風(fēng)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(fā)電，否則電力系統(tǒng)穩(wěn)定性難以保證。”這意味著，隨著可再生能源的發(fā)展，2020年以后，我國的電力很可能會出現(xiàn)富余，引起巨大電力浪費。如何消納波動的風(fēng)光電，將是推進可再生能源深入發(fā)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(guān)于電力體制改革的“九號文”，其中明確提出：要形成適應(yīng)市場要求的電價機制，激發(fā)企業(yè)內(nèi)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(fēng)光電。“過剩的電的價格應(yīng)當(dāng)是波動的，這樣一來，我們的工業(yè)企業(yè)就可以使用它們。”既降低了企業(yè)生產(chǎn)成本，又能紓解過量的電。“德國已經(jīng)開始取消光伏固定的上網(wǎng)電價，我們也要從現(xiàn)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(fā)電領(lǐng)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(jì)初，出于節(jié)能和可再生能源發(fā)展的需要，德國能源署成立。時至今日，可再生能源發(fā)電量已占德國總發(fā)電量的31%，其中，光伏發(fā)電占6.9%。然而，光伏發(fā)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(guī)定：在未來3年之中，光伏發(fā)電的上網(wǎng)電價，將逐年降低8%。令德國人沒想到的是，中國企業(yè)把成本降得很低，本來預(yù)計年增3GW光伏裝機，結(jié)果居然達到了7GW。最后的結(jié)果是，過剩的可再生能源發(fā)電量拉低了德國某些時段的平均上網(wǎng)電價(甚至于出現(xiàn)了“負電價”)。

另一方面，由于可再生能源上網(wǎng)實行固定電價政策，固定電價與平均上網(wǎng)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(wǎng)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(guī)模的分布式光伏接入電網(wǎng)后，配電網(wǎng)出現(xiàn)了電壓升高和設(shè)備過載等問題，嚴重時甚至影響到電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。德國不得不一邊大幅削減光伏補貼，一邊設(shè)法消納過剩的光伏發(fā)電量。

陶光遠了解到，德國已經(jīng)設(shè)計了9項改造和擴建配電網(wǎng)的措施。根據(jù)德國能源署開展的配電網(wǎng)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(jīng)驗提醒我們，分布式發(fā)電措施，一定要分開，不要集中在同一個地區(qū)。希望我國能夠汲取德國的教訓(xùn)，少走些彎路。”