中国光伏产业遭标杆电价“羁绊”

对于前景看好的中国光伏业来说，目前的项目招标制已造成低价恶性竞争等弊端。从国际经验来看，按条件不同分区划定上网标杆电价，实施固定上网电价政策，才是促进“十二五”国内光伏业增长的关键性措施。

中国光伏行业一直呈现“两头在外”的局面。尽管中国光伏企业占据了全球超过50%的供给量，但需求量仅占全球5%不到，2010年全年我国光伏总装机容量仅为500MW左右。

相关主管部门已经出台了补贴政策，但是实际效果并不理想。2009年3月开始，中央政府决定每年从财政出资100亿元左右，为我国的太阳能屋顶和光伏建筑建设提供补贴，以推动国内光伏市场的发展。然而，“金太阳”工程执行效果并不理想，2010年一期工程动工建设项目不足规划总规模一半，导致国家确定的二期项目规模较第一期大大减少。

目前国内光伏项目上网电价一般采取招标定价方式。不少国字头背景运营商关注更多的只是增加项目经验或实施样板工程，对于盈利并不是特别看重，致使招标过程出现低价恶性竞争。由于投资收益不足，投资主体没有积极性。对于组件厂商来说，实际获得的利润无法与出口组件产品相比，这也致使国内光伏市场“雷声大雨点小”。

例如，2009年敦煌10MW项目的招标中，当时市场报出0.69元/度的超低价，尽管由于争议太大，最终调整有效标价为1.09元/度，这个价格的投资收益对于利益捆绑在一起的光伏厂商和电站运营商来说，仍然不具备太多吸引力。

在目前的招标制度下，对于投资主体的光伏厂商和电站运营商来说，在装机量增加的同时，并不表示利润会相应增加，不少企业拿项目增大装机量的目的只为提前布局，跑马圈地。最近有报道称，去年10月启动的第二轮280MW光伏特许权招标项目，截至目前仍有七成尚未开工。

据了解，目前国家能源局正在制定的新能源“十二五”发展规划，可能将“十二五”光伏装机目标上调至10GW，到2020年大幅上调至50GW，年均装机量为2GW。然而，按照今年招标预期情况来看，600MW-1000MW可能已是上限。

宏大的目标呼唤国内光伏市场的大规模启动。业内人士指出，国内市场要全面启动，必须将目前的上网电价由招标定价制改为固定上网电价，即像风电那样按照光照条件划分几大资源区，按条件不同分区划定上网标杆电价。

欧洲的德国和意大利等国一直实行固定上网电价政策，并在此基础上进行光伏发电项目政府补贴，有力地促进了其光伏市场的成长。据权威统计数据，由于两国政府采取具有激励性的上网电价补贴模式，德国与意大利光伏行业发展迅猛。2010年全球17GW的装机量中，德国与意大利占据全球70%的市场份额。

此外，国内风电市场自2009年分四大资源区执行固定上网电价政策以来，企业投资热情高涨，支撑着风电装机近两年来的连续翻番增长。

对于光伏产业本身来说，通过确定合理的固定上网电价水平可提振作为市场主体企业的投资收益预期，同时避免在招标“低价者得”原则下企业拼命压缩成本而导致的工程质量问题，可确保行业健康有序发展。

国内光伏产业上网电价迟迟未出台的原因之一，在于政府认为光伏电价成本未降到合理水平，需要以招标定价继续推动其成本降低。但目前国内一些龙头光伏企业积极通过技术研发推动，有望到2012年实现光伏1元时代的到来。

因此，目前光伏上网执行固定电价政策的条件已逐渐成熟，为突破上网电价政策对产业发展带来的制约，政策上需及时顺应时势，尽快出台固定上网电价政策。