面对这两大政策及其支持下的光伏市场，国内光伏企业应作何选择？

编者按：“金太阳”工程自2009年实施以来，已经经过三期的发展。据了解，2009年设计装机容量为624MW，2010年设计装机容量为272MW，2011年设计装机容量为600MW。尽管实际执行情况差别较大，但是金太阳工程确实起到了非常好的效果，用户量急剧增长。在刚刚起步的金太阳工程中，有业内人士担心光伏企业会利用政策漏洞，使用质量较低的库存电池建设光伏电站并申报财政补贴。但是随着国家后续政策及时跟进，“金太阳”工程并未给太阳能光伏行业留下遗憾，而且以更加成熟的的规范标准推动中国光伏产业发展的步伐。业内人士预计，光伏产品价格下调安装量会攀升，2012年金太阳工程规模将有望扩容，将有可能突破1GW。

“金太阳示范工程”是中国2009年8月开始组织实施的一项政策，目的是促进我国光伏发电产业技术进步和规模化发展，培育战略性新兴产业，支持光伏发电技术在各类领域的示范应用及关键技术产业化。财政部、科技部、国家能源局三部委计划在2-3年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目，据估算，国家将为此投入约100亿元财政资金。项目要求在用户侧并网，原则上“自发自用”，富余电量和大型电站电量按当地脱硫燃煤机组标杆电价。纳入金太阳示范工程的项目原则上按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70%给予补助。

初升的“金太阳”
金太阳工程被称为“中国光伏产业有史以来最强的产业政策支持”，由于其强有力的补贴政策，各企业纷纷投建项目，都想分一块大蛋糕。在“金太阳”工程实施伊始，一期申报在各省就掀起了不小的热潮。按照政策，每个省最多申报不能超过20兆瓦，但仅以山东一个省为例，就有超过100兆瓦上报至省里；而有实力的光伏企业，例如英利集团一家，上报的规模就达50兆瓦。按照计划，在2009年到2011年间，金太阳工程总量大约在500兆瓦，补贴金额为100亿元，不过在第一年，各地上报的总量就已经达到了642兆瓦，远远超过了国家财政部门的预期。截止2009年底，第一期示范工程就批准了98个项目，总规模201MW，而实际只实施了大约140MW。

由于金太阳工程实施初期光伏应用市场在国内还没有成熟，政府的支持为下一步大规模的应用创造了很好的条件。金太阳工程开辟的光伏发电应用新模式，不但节省了大量的土地成本，而且其补贴政策也推动了光伏发电的应用和普及，对改善我国能源结构具有重要意义。北京科诺伟业科技有限公司副总经理朱伟钢说：“金太阳工程对促进光伏产业的发展起到巨大的推动作用，在光伏行业，不管是电池生产厂商还是集成商，大家对金太阳工程越来越重视。”

虽然对投资商所采用的光伏组件、蓄电池、逆变器等主要设备做出了须通过国家认证机构认证的规定，但对光伏电池的转化效率没有硬性规定，也没有质量考核标准和验收、后续监督程序。金太阳工程在实施过程中不可避免地引发了一些争议，如在第一期金太阳示范工程中存在围而不建、以次充好甚至是招标内定等问题。对此朱伟钢表示：“第一批金太阳工程有个别项目没有按照计划上，原因就是时间太仓促，申报过程中的匆忙性，使得有些细节没有落实好。在申报的过程中时间要求很紧，往往上面一下文，企业马上就要报资料。由于时间短，一些企业往往来不及进行充分论证，而事后再仔细核算项目的经济效益后又发现赚不到钱，因此就不愿意投资了。”他建议，政府应该给企业相对充足的时间，让他们对项目充分论证后再进行申报，这样会更有针对性，减少盲目性。

规范招标标准
金太阳工程初期的混乱局面出乎了许多人的意料，究竟是中国光伏的“及时雨”还是“饮鸩止渴”，不但使金太阳工程变成了食之无味的鸡肋，更甚者极可能绞杀了那些盲从的中小企业。“我们希望国家制定出一个比较好的产业政策，引导这个行业的发展。”赛维LDK的公关总监姚峰说。尚德电力董事长施正荣曾表示，希望看到的政策是对光伏上网电价进行补贴。就像德国一样，对光伏并网电价的补贴政府不设上限，然后根据发电量给一个递减的补贴,成本下来了就可以迅速发展。电网公司要有积极性去购买，终端用户乐意去用才是最关键的。 德国、西班牙等国的财政补贴正是从此处下手，使得光伏行业出现了爆发性的增长。但是我国当时的“金太阳”补贴的重点则集中在安装侧，这并未解决上网电价这一实质性问题。一位光伏业内人士说：“出台政策是好事，然而一些可能不甚了解光伏电站的官员制定出‘隔靴搔痒’的政策，只能混淆或者引发市场进一步无序的竞争。”

针对金太阳一期的主要问题，财政部、科技部、住建部、国家能源局与2010年9月联合下发通知，决定调整金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程相关政策。调整内容包括关键设备招标方式、支持范围、补助标准等多个方面，并明确提出“支持智能电网示范建设及微电网建设和运行管理试点”。其中，示范工程采用的关键设备由原来的项目业主自行招标，改为财政部会同有关部门统一招标确定，工程所支持的范围也由偏远地区扩大到东南沿海地区。采用国家集中招标方式后，金太阳工程的项目业主将与中标的设备企业按照招标确定的设备型号、价格、质量等签订合同，设备企业必须按照合同规定供货。

据参与政策制定的人士介绍，关键设备由国家统一招标，主要是出于降低成本和规范操作的考虑。业内人士也指出，由于以前绝大部分都是由项目业主自行招标，项目规模较小，难以获得质优价廉的关键设备。此次《通知》的亮点是不仅仅鼓励偏远地区进行光伏发电，也鼓励东南沿海地区尽快实现光伏发电规模化并尽早实现并网。因为虽然荒漠地区有足够广阔的空间来进行光伏发电，但由于这些地区用电量少，即使并网了也要输送到千里之外，不能实现资源利用的最大化。

根据《通知》，财政部、科技部、住建部和能源局将共同制定招标方案并委托招标代理机构组织招标，确定中标企业、中标产品及其中标协议供货价格。统一招标项目涉及到200兆瓦规模，工程所支持的范围也由偏远地区扩大到东南沿海地区，于2010年9月28日正式招标。中部一位光伏企业高管指出：“政策调整，是为了规范管理的需要，因为去年一些项目就出现以劣质产品骗取国家补贴的现象，业内的反对声音比较大。”200兆瓦应属于642兆瓦盘子内容，而扩大到沿海地区，则因为有较大的市场容量和较为完备的电网升压点支撑，更有助于资源的利用。

在补助标准上，政策也进行了一定调整。通知规定，中央财政对示范项目建设所用关键设备，按中标协议供货价格的一定比例给予补贴。其中，2010年用户侧光伏发电项目补贴比例暂定为50%，偏远无电地区的独立光伏发电项目为70%。示范项目建设的其他费用采取定额补贴。2010年补贴标准暂定为：用户侧光伏发电项目（即“太阳能屋顶”）4元/瓦(其中建材型和构件型光电建筑一体化项目为6元/瓦)，偏远无电地区独立光伏发电项目10元/瓦(其中户用独立系统为6元/瓦)。总体而言，金太阳工程二期较之一期出台的补贴标准已有较大下跌，体现了国家期望以扩大装机规模来降低发电成本的意愿。

合并整合势在必行
龙年春节刚过，国家财政部就在官方网站发布了《关于做好2012年金太阳示范工作的通知》，将2012年用户侧光伏发电项目补助标准更进一步下调到7元/瓦。对此，多位专家和业内人士表示企业仍可承受这一下调，但也担心部分企业可能将出不了口的光伏库存“出口转内销”，甚至为降本“以次充好”。随着补贴的下调以及海外市场的持续疲软，国内原先就存在的将质量相对较次、出不了口的产品用于国内装机的现象会变本加厉。一位行业人士透露，不少公司都在去年把库存里各类出不了手的组件用到了国内项目，以清库存。事实上，过去两年的金太阳工程项目申报过程中就出现过个别企业“低购高报”和产品“以次充好”的现象。

而在去年年底由财政部和住建部联合下发了《关于组织实施2012年度太阳能光电建筑应用示范的通知》（下称“金屋顶”政策）。据了解，“金屋顶”政策支持的是BIPV（光伏建筑一体化）项目，即将光伏组件作为建筑的一部分（如屋顶、幕墙等），集美观和环保于一体的分布式发电项目；“金太阳”政策支持项目范围更广泛，既包括“金屋顶”政策所支持的BIPV项目，又包括将光伏电站作为建筑附加部分（如安装在屋顶上）那样的分布式发电项目。

一位业内专家表示，既然两个政策都是为了支持分布式光伏发电项目，且“金太阳”政策本身已含对BIPV项目支持的内容，就应该整合在一起，并根据光伏项目具体情况实行不同的补贴标准。他表示：“现在的突出问题是，由于”金屋顶“政策补贴力度大，再加上国内对BIPV项目缺少严格规范的界定标准，致使一些企业打着BIPV项目的旗号，去申请成为‘金屋顶’政策支持的示范项目。”

此外，早在去年8月1日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》后，国家能源局相关负责人已明确表示，暂无第三轮特许权招标工作计划，这意味着原有的“特许权招标”将被“标杆电价”所取代。有业内人士开始猜测，新近出台的标杆电价政策在补贴力度上不可谓不大，这将促使企业因逐利本性而轻视已连续开展三年的“金太阳”市场，转而将更多精力投向看似投资回报更大的标杆电价市场。

标杆电价政策出台前，有相关部门领导曾将我国支持光伏发电发展的政策比喻为“两条腿走路”，即通过“特许权招标”和“金太阳”两大政策推动国内光伏产业发展。专家建议，“十二五”企业应更重视标杆电价市场，“金太阳”与标杆电价应有机结合。两大政策支持下的光伏项目，究竟哪种盈利性更好？面对这两大政策及其支持下的光伏市场，国内光伏企业应作何选择？

中投顾问新能源行业研究员沈宏文认为，在缺少相关条件的情况下标杆电价项目和“金太阳”项目不具有可比性。“这是因为标杆电价项目的利润来源于发电成本和标杆电价确立的上网电价之间的差额，而‘金太阳’项目利润来自于每度电成本和上网电价之间的差额。”沈宏文解释说，如果在某一特定具体地区建设光伏发电项目，按照标杆电价的标准可以较为准确的核算利润总额；但是按照“金太阳”工程的实际利润具有不确定性。

中国可再生能源学会副理事长孟宪淦认为，虽然这两种政策模式下的项目在盈利性上缺少可比性，但也可进行大致核算。他算了一笔账：“‘金太阳’类项目在中东部实施更有经济性，因为东部地区工商业用电价格较高，所以考虑的情况是在年发电小时为1100小时的情况，在这种情况下发电成本是每度电0.8-0.9元，其设想的毛利率（内部收益率）是8%~10%；而标杆电价项目在西部实施盈利效果更好，据专家测算，在年发电小时数达到1500小时的情况下，也能达到8%的毛利率。”因此，粗算起来，这两种模式如分别在中东部和西部地区实施，有比较接近的盈利空间。

在标杆电价项目和“金太阳”项目之间，沈宏文更加看好标杆电价项目。“这在一定程度上会导致‘金太阳’工程进一步成为‘鸡肋’，进而被进一步冷落。无论是国外的光伏发展情况，还是国内的风电发展情况都已经证明，标杆电价是推动新能源快速发展的最有效方式。”沈宏文指出，“金太阳”项目的主要作用是推动光伏市场的启动和成本的下降，随着国内光伏市场的逐步成型，以标杆电价为主要激励措施的光伏项目更具发展前景。据沈宏文预测，在初定的“十二五”1000万千瓦光伏总规划中，标杆电价项目至少会占据半壁江山，而“金太阳”项目的比重可能不超过1/4。他提醒国内光伏企业，应当按照成本收益率合理竞标“金太阳”项目，但应把重心放在标杆电价市场上。

早期通过“金太阳”等示范工程促进企业降低成本以启动市场，中期通过标杆电价推动市场快速成长，最终实现光伏平价上网，这是国内光伏市场发展的思路。“金太阳”工程的主要作用已经显现出来，而“金太阳”政策实施过程中出现的一系列问题需要政府及时予以调整；与此同时，标杆上网电价正在成为推动国内光伏市场发展的主要推动力。在具体调整中，政府应当将标杆上网电价作为主要政策，并将之不断细化，根据不同区域的光照条件制定不同的标杆电价；对于“金太阳”政策，要根据项目发展情况适时调整招标方式。将这两种方式进行结合，尽快成立财政补贴性质的可再生能源基金，这样可与已有的可再生能源附加费制度相结合，以便于按照各类可再生能源的技术特点进行补贴。