作者：王尔德

产能连续四年居世界第一的中国光伏行业，如今不但资本市场看空，而且债务负担沉重。

截至今年上半年，我国最大的10家光伏企业债务累积超过1100亿元人民币。无锡尚德、江西赛维等骨干企业在纳斯达克的股价已跌至1美元以下，面临着退市、破产的风险。

为了解决危机，启动国内光伏市场已是势在必行。对此，国务院研究室综合司副司长范必认为，国家不宜出台新的补贴政策，而是应当对原有补贴政策进行调整，在补贴总量不变的情况下挖掘政策潜力。

具体而言，财政资金应从补贴装机改为补贴发电量;各类补贴资金应从补贴发电端改为补贴分布式光伏发电用户端。在资金使用上，应通过招标竞争降低光伏补贴成本，从而用尽可能少的资金补贴尽可能多的电量。

光伏国内市场扩容三大制约

记者：应对目前中国的光伏危机，扩大国内市场需求，已成为业界共识。在操作层面上，光伏发电国内市场扩容还面临哪些制约因素?

范必：2011年，国内光伏市场安装量220万千瓦，仅是全部光伏电池产量的10%左右。在产能闲置、外需不足的形势下，唯有大幅度扩大国内市场需求，才是缓解全行业困境的根本出路。

光伏国内市场扩容，首先是指导思想上的问题。

光伏发电仍然延续了风电 “大规模、高集中度开发，远距离、高电压输送” 的思路，把开发的重点放在西北荒漠地区。西北五个省光伏发电装机185万千瓦，占全国的60%以上，主要都是大型光伏电站。西北虽然风光资源丰富，但本地市场消纳空间有限，要用特高压远距离输送到一两千公里外的华东、华中使用。

从能源利用的一般规律看，分散稀薄的能源应当分散利用，如果集中利用代价会比较大，风电、太阳能发电就属于这种情况。欧美实行“小规模、分布式，低电压、就地分散接入系统”的模式，满足了大部分新增电力的需求。这种模式对电网主频率和电压等重要参数的影响甚小，更符合风电、光伏发电的特性和目前技术水平。

其次，补贴效果不够理想。比如从2009年开始启动金太阳示范工程，三年累计使用补贴资金约100亿元，有力支持了身处困境的光伏企业。但是，由于补贴办法是按申报事先拨付资金，出现了多报少建、组件采购以次充好等现象，实际并网规模、电站质量，特别是最为关键的发电量难以达到申报水平。补贴对拉动光伏产品需求的作用不够理想。

最后，缺少智能电网技术的有效支撑。在发达国家，智能微电网是为了适应多种电源形式、分布式能源(风、光等新能源和页岩气)发展，在用户侧兴起的电网建设和运行模式，国际科技界谓之“第三次工业革命”。譬如，美日欧大规模实施屋顶光伏计划，很多家庭白天用屋顶光伏发电，除满足自己使用，多余电力可以卖给电网;不足则从电网买电，形成了千家万户、星罗棋布使用光伏的格局。国外这些分布式电源点也正是中国光伏产品的主要客户，德国、意大利去年屋顶光伏分别建成700、900万千瓦。

我国按照1995年通过的《电力法》，“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”。除了电力公司其它机构不得出售电力。这一规定显然落后于现代电力发展的趋势。近年来，国家有关部门和电网企业着力开发智能电网，主要目标是满足电力大规模、集中、远距离输送的需要，对如何向微网、分布式能源开放尚未提上日程，这在很大程度上制约了光伏产品在中国的使用。

补贴方式应做两大调整

记者：按各国经验看，启动光伏市场离不开补贴机制。目前，国内光伏发电补贴政策在实践中存在什么问题?

范必：就补贴机制而言，除了上述的金太阳示范工程，可再生电价附加基金也是一种途径。2011年，国家发改委发布了首个全国统一的太阳能光伏发电上网电价补贴政策，每千瓦时补贴至1.15元或1元。即：超出常规火电上网标杆电价的部分，由销售电价中加收的可再生电价附加基金支付。

可再生能源电价附加的标准，从最初的2厘/千瓦时，提高到2009年11月的4厘/千瓦时，2011年12月提高到8厘/千瓦时。按现在标准，理论上每年应收可再生能源基金约300亿元，由于各种减免政策政出多门，征收过程管理不规范，现基金实际年收入不到200亿元。这些钱主要用于风电补贴，约180亿元，其它用于电网接入系统工程、生物质能发电、垃圾发电、光伏发电等，总量严重不足。目前基金补贴大量拖欠，风电只补到2010年第四季度。光伏发电能够使用基金的数量较少。

光伏发电与常规能源相比经济性较差，还不具备竞争力，在一定时期内要靠补贴才能盈利。但是，对光伏发电的补贴不可能无限制地提高，在补贴资金有限的情况下，要通过合理的制度安排和竞争机制，用尽可能少的资金带动尽可能多的光伏发电。

记者：如果进一步扩容中国国内市场，相关补贴政策需要做哪些调整?

首先，应当建立光伏发电补贴的稳定来源。充分发掘现有政策潜力，取消各地自行出台的可再生能源电价附加减免政策，加强征收和使用各环节的管理，做到应收尽收。仅此一项一年可增加可再生能源基金近200亿元，这笔资金可专项用于支持光伏发电。这样，原来基金中用于风电、生物质能补贴的金额可以基本不动。

其次，对补贴方式进行调整，对金太阳工程发电项目等，从补贴装机(即国家一次性对光伏发电项目的初始投资进行一定比例的补贴)改为补贴发电量(即国家承诺，在光伏发电项目的生命周期内，业主每发一度电都给与一定的补贴)，这样可以避免虚报装机、以次充好;对分布式光伏发电项目，应从补贴发电端(即每度电的补贴为光伏标杆上网电价与当地火电上网标杆电价的差值)改为补贴用户端(即每度电的补贴为光伏标杆上网电价与当地销售电价的差值)。

由于分布式发电项目，具有自发自用的特点，所以补贴用户端可以比补贴发电端提高效率数倍。譬如，目前光伏发电上网电价为每千瓦时1元，西部省份火电上网标杆电价普遍不超过0.3元，光伏发一度电国家要补贴0.70元左右。如果要维持这么大的补贴幅度，需要连续大幅提涨销售电价，这是我国目前经济社会难以承担的。我国东部和中部地区工业、商业用电实际价格水平在每千瓦时0.8～1元左右，如果每千瓦时补助他们0.2-0.3元，他们就有积极性采用分布式光伏发电。在西部发电端花0.70元只能补贴1千瓦时，到东、中部用户端同样的价钱可以补贴3～4千瓦时左右。

同时，为了提高光伏发电的竞争力，最终达到与常规发电可以竞争的水平，还可通过招标竞争降低光伏补贴成本。譬如，可以在全国范围内对光伏发电的业主进行补贴招标，选择最低补贴的企业中标进行光伏发电的开发。这样也有利于补贴的公共财政资金达到效益最大化，并淘汰光伏产业中的落后产能。

适时修订《电力法》

记者：在上述补贴方式改变之后，现有的可再生能源基金中的光伏补贴能起到多大作用?

范必：要最大限度地发挥补贴的作用，需要统筹集中使用光伏补贴资金，包括可再生能源电价附加基金中的光伏补贴、财政资金中用于“金太阳工程”和“屋顶光伏计划”的资金，一年可以达到近300亿元。这些资金如完全用于售电端补贴，假设按每千瓦时补贴0.2-0.3元计算，每年可补贴光伏发电量1200亿千瓦时(去年全国光伏发电量为20亿千瓦时)，相应装机1.2亿千瓦，是现有光伏装机的40倍，可以有效释放现有光伏产能。

记者：随着分布式光伏发电的推广，电网是否也应该做配套改革?