王斯成

(國家發(fā)展和改革委員會能源研究所,北京 100038)

1 前言

2009年,我國在國際上做出了非化石能源滿足2020年15%能源需求和2020年我國單位GDP二氧化碳減排40%～45%的承諾。這兩個指標成為我國近中期國民經(jīng)濟社會發(fā)展的約束性指標,確定了未來10年我國所面臨的對外爭取發(fā)展空間、對內(nèi)向低碳經(jīng)濟轉型的雙重艱巨任務,同時也對未來我國可再生能源的發(fā)展規(guī)模和節(jié)奏提出了更高的期望和要求。為了確保國民經(jīng)濟社會發(fā)展目標的實現(xiàn),“十二五”將成為我國經(jīng)濟轉型和能源結構調整的關鍵時期,也將成為我國新能源和可再生能源發(fā)展的關鍵時期。

太陽能光伏(photovoltaic,PV)發(fā)電不受能量來源、制造材料和發(fā)展空間的限制,是我國未來非化石能源和替代能源的主體。世界上水能、風能和生物質能的經(jīng)濟可開發(fā)資源是有限的,大約只有8 TW,而太陽能的經(jīng)濟可開發(fā)資源高達600 TW,是唯一能夠保證人類未來需求的能量來源;太陽電池的制造材料硅在地殼中的含量高達26%,沒有資源短缺和耗盡問題;光伏發(fā)電屬于固態(tài)發(fā)電,沒有轉動部件,發(fā)電不用水,能夠方便地與建筑結合,規(guī)模大小隨意,建設周期短,可以直接安裝在負荷中心,就地發(fā)電,就地使用;太陽能光伏發(fā)電無污染、零排放,不存在任何安全隱患,建設運行十分簡單,可以做到無人值守;太陽能光伏發(fā)電的發(fā)展?jié)摿薮?是我國發(fā)展非化石能源和未來替代能源的主體,是我國能源可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的重要組成部分,也是保障我國減排目標和非化石能源比例實現(xiàn)的重要途徑。

光伏產(chǎn)業(yè)是資金和技術密集型產(chǎn)業(yè),涉及基礎材料、電子信息、裝備制造、城市建設、荒漠改造和利用、新農(nóng)村建設、國際貿(mào)易和海外出口等社會生產(chǎn)生活的諸多領域。光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展可以帶動大量資金、技術和勞動的投入,能為相關裝備制造和原材料工業(yè)創(chuàng)造很大的市場空間,能夠增加眾多的高端就業(yè)機會,是重要的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè),對經(jīng)濟發(fā)展和社會就業(yè)具有較強的拉動效應。

2 發(fā)展現(xiàn)狀和趨勢

2.1 國際光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況

世界光伏市場近10年來經(jīng)歷了飛速發(fā)展。從20世紀70年代開始,美國和日本先后制定了一系列鼓勵光伏發(fā)電應用的政策。2000年以來,德國率先實施“上網(wǎng)電價法”,該項政策的實施大大拉動了德國國內(nèi)光伏市場。歐洲其他國家也效仿德國,先后開始實施“上網(wǎng)電價法”,使得整個歐洲的光伏市場迅速上升。從2000年到2010年,全球光伏市場年均復合增長率達到54.1%。2009年雖然經(jīng)歷了全球性的經(jīng)濟危機和西班牙政策的突變,全球光伏市場總體上仍然保持了強勁的增長;2010年世界各國都以開發(fā)太陽能作為刺激經(jīng)濟增長的手段,出現(xiàn)了超常規(guī)增長,新增裝機達到15 GW,年增長率超過100%,全球累計裝機量達到38.2 GW。全球光伏市場發(fā)展歷程見圖1,數(shù)據(jù)來源:歐洲光伏工業(yè)協(xié)會(European Photovoltaic Industry Association,EPIA)、國際能源署(International Energy Agency,IEA)、日本光伏能源協(xié)會(Japan Photovoltaic Energy Association,JPEA)和太陽能工業(yè)協(xié)會(Solar Energy Industries Association,SEIA)。全球累計光伏裝機量發(fā)展歷程見圖2,數(shù)據(jù)來源:EPIA。

圖1 全球光伏市場發(fā)展歷程(2000—2010年)Fig.1 PV market development in the world(2000—2010)

圖2 全球累計光伏裝機量發(fā)展歷程Fig.2 PV Installation according to regions

從累計裝機量的國家和地區(qū)分布來看,2004年前,日本是全球最大的光伏市場,美國位居第二。歐洲在2004年超過日本,并一直保持全球第一的位置。2010年,在歐洲近16 GW的裝機量中,德國占到一半以上。作為全球第一光伏大國,德國到2010年年底擁有超過17 GW的累計裝機量。

全球光伏產(chǎn)業(yè)和市場發(fā)展的另一個突出特點是并網(wǎng)發(fā)電的應用比例越來越大。國際能源署(IEA)經(jīng)濟合作和發(fā)展組織成員國(OECD)包括了所有主要光伏應用國家。從成員國的數(shù)據(jù)可以看出,并網(wǎng)裝機量在1992年只占到光伏應用總量的26%。從2000年后,并網(wǎng)光伏系統(tǒng)成為光伏應用的主體,連續(xù)多年并網(wǎng)光伏裝機占世界總裝機的90%以上。

2.2 中國光伏產(chǎn)業(yè)的總體情況

得益于歐洲市場的拉動,中國的光伏產(chǎn)業(yè)在2004年之后飛速發(fā)展,連續(xù)5年的年增長率超過100%,已經(jīng)連續(xù)4年太陽電池產(chǎn)量居世界第一。中國的光伏產(chǎn)量2010年將超過世界總產(chǎn)量的50%。目前國內(nèi)已經(jīng)有海外上市的光伏公司16家,國內(nèi)上市的光伏公司16家,行業(yè)年產(chǎn)值超過3 000億元,就業(yè)人數(shù)30萬人。中國太陽電池近幾年的產(chǎn)量及占世界產(chǎn)量的份額見表1,資料來源:PV News。

表1 中國太陽電池近幾年的產(chǎn)量及占世界產(chǎn)量的份額Table 1 PV production in China and the share in the world

2009年以來,中國太陽電池的成本持續(xù)下降,國際競爭力增強。目前,太陽電池的成本僅有1.2～1.4美元/Wp(相當于7～10元/Wp),大約比歐美太陽電池的平均價格低30%。GreenTech Media最近公布了世界排名前14位的光伏生產(chǎn)商的光伏組件成本,其中8家是中國企業(yè)。世界著名光伏企業(yè)光伏組件生產(chǎn)成本見表2,數(shù)據(jù)來源:GreenTech Media,Oct.,2010。

中國光伏產(chǎn)業(yè)的潛在風險在于對國際市場的依存度過高,自2006年以來,中國光伏產(chǎn)品的出口比例一直在95%以上,這雖然說明了中國的光伏產(chǎn)品占有質量和價格的優(yōu)勢,但卻有很大的風險。從全球來看,太陽能電池需求的短期成長動力主要來自于各國政府對光伏產(chǎn)業(yè)的政策扶持和價格補貼,這是我們無法控制的。近來,中國光伏產(chǎn)業(yè)還受到國際貿(mào)易保護主義的嚴峻挑戰(zhàn),一旦國外補貼政策發(fā)生變動或實施貿(mào)易保護,對于過度依賴海外市場的中國光伏產(chǎn)業(yè),受打擊程度將會是非常嚴重的。中國光伏產(chǎn)業(yè)對海外市場的依存度見表3。

表2 世界著名光伏企業(yè)光伏組件生產(chǎn)成本(2010年)Table 2 Cost of PV modules in 2010 from PV companies

表3 中國光伏產(chǎn)業(yè)對海外市場的依存度(2010年)Table 3 PV production in China and the proportion of export(2010)

中國光伏產(chǎn)業(yè)目前的特點是:產(chǎn)量最大,成本最低,95%以上出口,晶體硅光伏技術世界領先,薄膜太陽電池差距較大。

2.3 中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈現(xiàn)狀

目前,中國太陽電池生產(chǎn)主要以晶體硅電池為主。光伏產(chǎn)業(yè)鏈主要由高純硅材料制造、硅錠/硅片生產(chǎn)、太陽電池制造、光伏組件封裝以及光伏發(fā)電系統(tǒng)等多個產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)組成。

2.3.1 高純多晶硅

2010年中國主要多晶硅產(chǎn)量和產(chǎn)能見表4,數(shù)據(jù)來源:2010多晶硅調查組。

表4 2010年中國主要多晶硅產(chǎn)量和產(chǎn)能Table 4 SG poly-silicon production and capacity in China in 2010

從中國高精度多晶硅的缺口比例來看,2010年國產(chǎn)多晶硅產(chǎn)品缺口比例約為47%,較2009年的49.1%下降不多,較2007年以前的89%有了明顯下降。過去幾年多晶硅缺口比例情況見表5。

表5 中國多晶硅近年產(chǎn)量和缺口情況Table 5 Poly-silicon production and demand in China

海關最新數(shù)據(jù)顯示,2010年1—6月中國多晶硅進口總量為1.933萬t,2010年6月份以后,由于供應不足,多晶硅現(xiàn)貨價格出現(xiàn)快速上漲態(tài)勢,從當月的60美元/kg上漲到當前的100美元/kg。

2011年,由于下游產(chǎn)業(yè)鏈在2010年迅速擴產(chǎn),中國多晶硅產(chǎn)業(yè)的內(nèi)需驅動特征將會繼續(xù)加強,國內(nèi)市場需求進一步擴大,預計國內(nèi)多晶硅需求量將達到10萬t左右,根據(jù)目前的生產(chǎn)情況,國內(nèi)多晶硅的產(chǎn)量無法滿足要求。多晶硅的生產(chǎn)從開工建設到達到設計產(chǎn)能需要至少2年,穩(wěn)定生產(chǎn)3年,總共5年的擴產(chǎn)周期,可以預見,今后1～2年內(nèi)中國的多晶硅仍然會處于緊缺的狀態(tài)。

2.3.2 產(chǎn)業(yè)鏈的其他環(huán)節(jié)

中國硅錠/硅片生產(chǎn)廠家已經(jīng)超過60家,由于硅錠/硅片生產(chǎn)的技術門檻不高,只要有設備和高純硅原材料就可以投入生產(chǎn),從2007年以后,中國的硅錠/硅片產(chǎn)量一直與下游太陽電池的產(chǎn)量同步增長。2007年晶硅錠產(chǎn)量達到11 810 t(其中多晶硅3 740 t),約折合1 100～1 200 MWp太陽電池。硅片產(chǎn)量與之相當,2008年產(chǎn)量19 621 t,約合2 453 MWp,也與太陽電池產(chǎn)量相當;2009年產(chǎn)量32 000 t,相當于4 000 MW太陽電池,與下游光伏電池的產(chǎn)量保持基本一致。

2010年世界光伏市場需求強勁,中國的光伏企業(yè)的產(chǎn)量也有了大幅度增長,預計2010年無錫尚德的組件產(chǎn)量將超過First Solar達到1.5 GW,成為世界第一。中國其他上市公司的產(chǎn)量也無一例外地翻了一番以上,如表6所示。中國主要光伏企業(yè)2010年電池和組件產(chǎn)量預測見表7。

表6 中國主要光伏企業(yè)2010年電池產(chǎn)量與2009年對比Table 6 PV cell production in 2009 and 2010 for the top PV companies

表7 中國主要光伏企業(yè)2010年電池和組件產(chǎn)量預測Table 7 PV cell and module production in 2010 for the top PV companies

除了原有的名牌光伏企業(yè),一些新入行的企業(yè)也有很好的業(yè)績,如浙江正泰、國電光伏、江蘇海潤、江西晶科、四川天威等。由于受38號文的制約,投資多晶硅受到限制,于是資金轉向下游產(chǎn)業(yè)鏈,據(jù)行業(yè)協(xié)會的統(tǒng)計,中國2010年新建光伏電池生產(chǎn)線400條(每條標準生產(chǎn)線25 MW),新增產(chǎn)能10 GW,到2010年年底中國光伏電池的產(chǎn)能已經(jīng)超過20 GW,是2009年全球光伏產(chǎn)量的2倍。

中國光伏組件的生產(chǎn)企業(yè)大約有300家,產(chǎn)能甚至超過太陽電池,但受到電池片供應和成本的制約,實際產(chǎn)量與太陽電池基本相當。

在制造設備方面中國近幾年發(fā)展也很快,20世紀90年代中期,中國光伏制造設備幾乎100%進口,而現(xiàn)在光伏制造設備的國產(chǎn)化率已經(jīng)達到70%,但一些高端設備仍需進口,有些高端設備雖然國內(nèi)可以生產(chǎn),但質量的差距還很大,如多晶硅還原爐、四氯化硅回收氫化設備、大尺寸多晶硅鑄錠爐、多線切割機、PECVD設備、自動絲網(wǎng)印刷機、組件自動焊接機等;在某些基礎材料方面也還依賴進口,如制造坩堝的高純石英粉、制造光伏電池用的銀漿、多線切割機用的鋼線、制造封裝材料EVA用的高分子材料等。在裝備制造和基礎材料方面還有很多工作要做。中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能和產(chǎn)量情況見表8。

表8 中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)產(chǎn)能和產(chǎn)量Table 8 The capacity of PV manufacturing in Chain

2.4 國內(nèi)外光伏市場的發(fā)展趨勢

從國際市場的發(fā)展看,2010年開始,德國、西班牙、法國、意大利等歐洲光伏應用大國紛紛下調對于光伏發(fā)電的補貼,下調幅度10%～30%不等,這一方面是由于光伏發(fā)電的成本下降,另一方面也受到歐洲經(jīng)濟不景氣的影響。

歐洲光伏市場在過去幾年一直占有世界80%以上的份額,根據(jù)國際上的最新預測,歐洲光伏市場2011年的份額將下滑到全球市場的60%以下,2012年的份額更是將下滑到50%以下,歐洲光伏市場的下滑對全球光伏市場的影響無疑將是非常大的,未來世界的光伏市場將依賴于美國和中國,而美國市場的保守、日本市場的封閉以及中國市場的不明朗,將使得中國龐大的光伏產(chǎn)業(yè)面臨風險。

世界光伏市場不會像前10年那樣地快速增長(平均年增長率超過40%),但也會有一個20%～24%的比較穩(wěn)定的增長。

3 啟動中國光伏市場的可行性分析

毋庸置疑,中國的光伏產(chǎn)量在2010年超過全世界總產(chǎn)量的50%,而95%以上的產(chǎn)品出口,對海外市場的過度依賴的情況不容樂觀。面對歐洲各國補貼的削減和新的光伏市場形勢的變化,加快啟動國內(nèi)光伏市場則是積極的應對措施,也是保證中國光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的必要條件。

3.1 中國光伏市場分類和份額

2008年以前,光伏發(fā)電主要用于離網(wǎng)項目,如無電地區(qū)離網(wǎng)電站、戶用電源、通信、氣象、鐵路、太陽能路燈等。國家先后實施了西藏無電縣建設、中國光明工程、西藏阿里光電計劃、送電到鄉(xiāng)工程、無電地區(qū)電力建設、新農(nóng)村亮起來工程等國家計劃;“九五”到“十一五”期間,又開展了多項城市并網(wǎng)光伏發(fā)電和大型并網(wǎng)荒漠電站的工程示范;2009年,中國啟動了光電建筑、金太陽示范工程和敦煌大型荒漠光伏電站等多個項目,在這些項目的帶動下,中國的光伏市場得到了飛速發(fā)展。中國2008年當年裝機40 MW,到2008年年底,中國光伏發(fā)電的累計裝機達到140 MW;2009年當年裝機達到160 MW,超過了過去歷年裝機,累計裝機達到300 MW;2010年國內(nèi)裝機500 MW,累計達到800 MW。中國光伏發(fā)電自1990年來的市場發(fā)展見表9和表10。

表9 1990年以來中國國內(nèi)光伏市場的發(fā)展Table 9 PV installation in China since 1990

表10 近10年中國光伏市場應用分類統(tǒng)計Table 10 PV market development according to sectors

中國近幾年光伏市場的特點是并網(wǎng)發(fā)電占據(jù)主導,2009年并網(wǎng)發(fā)電市場的比例高達88.6%,累計市場份額也超過了50%。當前,國際光伏市場的90%屬于并網(wǎng)發(fā)電,中國的情況與世界的總體情況基本一致。2010年,中國新啟動的280 MW“大型光伏電站特許權招標”和“金太陽示范工程”二期也都屬于并網(wǎng)光伏發(fā)電,金太陽工程300 MW中只有10 MW屬于無電離網(wǎng)光伏項目。

3.2 用戶側并網(wǎng)光伏市場

目前國際上并網(wǎng)發(fā)電占到總的光伏市場的90%,而在并網(wǎng)光伏市場中,與建筑結合的用戶側并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)占90%以上,德國在輸電側大型并網(wǎng)發(fā)電僅占10%,而美國僅占6%。

德國“十萬屋頂計劃”、日本“十萬屋頂計劃”以及美國“百萬屋頂計劃”主要都是在低壓用戶側并網(wǎng)的分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)。因為這種發(fā)電方式對于光伏電力來講是最有效的利用,也是電力公司所歡迎的。

因此,能夠在中國有效推廣用戶側并網(wǎng)的分布式光伏系統(tǒng)是能快速、規(guī)模化啟動中國光伏市場的關鍵。

在中國規(guī)模化推廣用戶側并網(wǎng)的光伏市場主要考慮以下幾個關鍵因素:是否有足夠的安裝空間;規(guī)?；茝V用戶側并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)在技術上是否可行;在現(xiàn)行政策體制下是否有足夠的經(jīng)費支持;現(xiàn)行的推廣模式下,在經(jīng)濟上是否可行;是否有合適的、能夠可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)化運作模式;電網(wǎng)公司是否能夠積極配合,使建成的光伏系統(tǒng)在用戶側順利接入配電網(wǎng)。

1)安裝空間。根據(jù)2009年《中國統(tǒng)計年鑒》,中國現(xiàn)有建筑總面積410.2億 m2,屋頂面積178億m2(城市22億 m2,農(nóng)村156億 m2),南墻面139億m2,合計317億m2。又根據(jù)住房建設部人居環(huán)境中心的測算,實際可利用面積185.1億m2。

按照 1 m2安裝 60 W(平鋪實際可安裝120 W),則可安裝11.1億kW;如果只利用20%的可利用面積,都可以安裝不少于2億kW。

結論:安裝空間不存在問題。

2)技術可行性。用戶側并網(wǎng),“自發(fā)自用”,并網(wǎng)點是隨著計費電表的位置而有所不同。而計費電表隨用戶類型的不同安裝位置也不同。根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會價格司公布的銷售電價,計費點可以在中、低壓電網(wǎng)的任何電壓等級。

因此,光伏發(fā)電系統(tǒng)只要在計費點(計費電表)的用戶側并入電網(wǎng),就可以稱作“用戶側”并網(wǎng),而并不僅指并入400 V低壓電網(wǎng),具體的并網(wǎng)點要根據(jù)項目的情況而定。

當光伏穿透率(PV penetration)很低時(穿透率是指光伏裝機容量占峰值負荷的比例),不會有任何技術問題,美國將這一比例確定為15%,日本為20%。而當光伏穿透功率較大,如超過30%,在白天負荷較小的情況,有可能出現(xiàn)光伏系統(tǒng)總功率高于總負荷,光伏電量則通過配電變壓器向高壓側反送電,被稱作“逆功率”。一般情況下,電力公司是不允許分布式發(fā)電系統(tǒng)向輸電網(wǎng)反送電的,因為一旦出現(xiàn)“逆功率流”,由于線路和變壓器的阻抗,配電網(wǎng)的網(wǎng)壓將會升高,造成安全隱患。

當光伏穿透率低于20%時,即使發(fā)生“逆功率流”,由于電流很小,也不會引起網(wǎng)壓升高。對于光伏穿透率高于30%的情況,安裝防逆流裝置就可以有效防止網(wǎng)壓升高,僅僅會損失部分光伏電量。因此,無論是低穿透率,還是高穿透率,光伏系統(tǒng)在用戶側并網(wǎng)都不會造成安全隱患,低穿透率不會造成網(wǎng)壓升高,高穿透率情況下可以采用無功調壓,或安裝防逆流裝置。

光伏系統(tǒng)在用戶側并網(wǎng)也不會影響電網(wǎng)的電能質量和安全性。電能質量包括:電壓波動、頻率波動、電流諧波、三相不平衡度、直流分量和功率因數(shù);安全性包括:高、低電壓保護,系統(tǒng)的絕緣和防觸電以及“防孤島”運行。IEC61727(1995)“光伏(PV)系統(tǒng)電網(wǎng)接口特性”、GB/T19939(2005)“光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求”和國家電網(wǎng)發(fā)展(2009)747號“國家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術規(guī)定”等都對光伏系統(tǒng)接入電網(wǎng)的電能質量和安全性作出了規(guī)定。當前,所有光伏設備和并網(wǎng)逆變器都是按照這些要求生產(chǎn)的,只要嚴格測試、認證,是不存在電能質量和安全性問題的。

結論:無論光伏穿透率的大小,光伏系統(tǒng)在用戶側并網(wǎng)都不存在技術問題或者說所有技術問題都有成熟的解決方案。

3)資金支持。在2010年12月2日四部委一公司(財政部、能源部、科技部、住房和城鄉(xiāng)建設部以及國家電網(wǎng)公司)關于金太陽示范工程的會議上,財政部宣布2012年以后金太陽工程每年裝機不少于1 000 MW。這部分資金并不受每度電4厘可再生能源電力附加資金的限制。按照1 kW補貼10.8元(金太陽工程二期的補貼標準),1 000 MW需要108億元。隨著光伏成本的下降(每年不低于8%),補貼資金將會逐年減少,直到光伏成本達到用戶側“平價上網(wǎng)”,預計2015年即可實現(xiàn)。

結論:補助資金不成問題。

4)經(jīng)濟可行性。金太陽示范工程圍繞用戶側并網(wǎng)發(fā)電項目展開,主要設備(太陽能光伏組件和并網(wǎng)逆變器)的價格通過招標確定,國家補貼中標價的50%;國家對光伏建筑附加(BAPV)項目另外補貼4元/W,對光伏建筑一體化(BIPV)項目另外補貼6元/W。

除了初投資補貼,允許光伏系統(tǒng)在用戶側并網(wǎng),以省電的方式并網(wǎng)運行,相當于享受了與銷售電價一致的上網(wǎng)電價。

通過招標,光伏組件和并網(wǎng)逆變器的價格有了明顯下降,光伏組件的平均中標價為10.77元/Wp,并網(wǎng)逆變器(50 kW以上)的平均中標價為0.964元/W。

對于用戶側并網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng),以100 kW項目為例,根據(jù)主要部件的平均中標價進行測算,系統(tǒng)投資約為17.4元/Wp。項目補貼后的實際投資見表11。

表11 項目補貼后的實際投資Table 11 The real system cost after subsidy

為了進行效益評估,對于無補貼情況下的并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的合理電價以及補貼之后的合理電價進行了測算,電價測算的邊界條件如表12所示。

表12 電價測算邊界條件Table 12 Conditions to measure PV electricity cost

沒有國家補貼下,初投資為1.739 4萬元/kWp,要保證稅后內(nèi)部收益率10%,年滿發(fā)1 100 h情況下,合理的電價應該是1.91元/kW· h。

國家補貼后,初投資為0.752 7萬元/kWp,在保證稅后內(nèi)部收益率10%,年滿發(fā)1 100 h情況下,合理的電價則是0.84元/kW· h。

用戶側并網(wǎng)抵消的是電網(wǎng)的銷售電價,如果當?shù)劁N售電價高于0.84元/kW· h,則能夠保證10%的稅后內(nèi)部收益率,在經(jīng)濟上是可行的。在我國很多省(市)自2009年11月開始實施峰谷電價,民用電和大工業(yè)用電的電價水平都比較低,工商業(yè)用電的電價水平最高,一些省(市)工商業(yè)用電(小于1 000 V)的電價如表13所示(單位:元/(kW· h))。

表13 部分省(市)電網(wǎng)銷售電價Table 13 Electricity price for industry and commercial units

表13所列省(市)白天的商業(yè)和小工業(yè)用電電價平均為0.952 5元/kW· h,遠高于0.84元/kW· h,開發(fā)商可以盈利。當銷售電價為0.952 5元/kW· h時,內(nèi)部收益率達到13.6%,資金回收期僅為8.47年。

結論:國家補貼后,開發(fā)商只需要對光伏系統(tǒng)投入7 500元/kW,東部地區(qū)工商業(yè)用戶側并網(wǎng)的實際價值(工商業(yè)平均電價)為0.952 5元/kW·h。只要建筑類型(工商業(yè)建筑)選擇合適,盈利空間還是非?？捎^的。

5)商業(yè)模式。金太陽示范工程的原則是“用戶側并網(wǎng)”和“自發(fā)自用”。如果是自己的建筑,當然沒有問題,但如果光伏系統(tǒng)開發(fā)商和建筑本身不屬于同一單位,則會出現(xiàn)“為別人省電”和如何進行利益分配的問題。

對于此種情況,能源合同管理的方式是很好的商業(yè)模式,光伏系統(tǒng)開發(fā)商與建筑所有者簽訂協(xié)議,建筑所有者將省下來的電費按照租賃光伏電源的方式支付給光伏開發(fā)商,而光伏開發(fā)商以租賃屋頂?shù)姆绞綄ㄖ姓呓o予適當補償,這對于雙方都是有利的,是一種“雙贏”的商業(yè)化模式。泰豪集團已經(jīng)有成功的經(jīng)驗。

結論:有可持續(xù)的商業(yè)化模式,沒有后續(xù)問題。

6)電網(wǎng)接入。電網(wǎng)接入是金太陽示范工程和光電建筑是否能夠順利實施的關鍵。只要能夠解決光伏系統(tǒng)用戶側并網(wǎng)的問題,光伏系統(tǒng)肯定會在中國有一個爆發(fā)式的增長。電網(wǎng)公司的積極推進將是金太陽工程順利實施的關鍵,光伏系統(tǒng)順利接入電網(wǎng)的重要條件為:

是否能夠順利在用戶側接入,即允許用“抵消電量”的方式運行光伏系統(tǒng),“用戶側并網(wǎng)”和“自發(fā)自用”是金太陽工程的實施原則。

在規(guī)定的穿透率下,用戶側并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)應當按照“負荷管理”的原則執(zhí)行,屬于電網(wǎng)的不受控單元,其功率波動與負荷的波動在同一數(shù)量級,因此,金太陽工程用戶側并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)不應按照發(fā)電站進行管理,做到“只監(jiān)測,不調度”。

主要光伏穿透率不超過30%,則過高的技術要求是不必要的,如有功、無功調節(jié)、低電壓穿越等;即便對于高穿透功率的光伏系統(tǒng),配置了“防逆流”設施,就沒有網(wǎng)壓升高的問題,只要基本的電能質量和安全性(防孤島和絕緣特性)符合要求即可。

應當有合理的電網(wǎng)接入系統(tǒng)費用和入網(wǎng)檢測費用,對于用戶側并網(wǎng)光伏系統(tǒng)一般不應超過初始投資的5%。

為了金太陽工程的順利實施,電網(wǎng)公司應起到主導作用,盡快發(fā)布簡單、易行的用戶側電網(wǎng)接入標準和管理辦法,而且一定要下發(fā)到地方電力部門,基層電力部門好有章可依。

結論:光伏系統(tǒng)的電網(wǎng)接入是金太陽工程能否順利實施的關鍵,一定要引起充分的注意。

3.3 大型光伏電站

在中壓輸電側并網(wǎng)的大型光伏電站(LS-PV)近年來發(fā)展較快,它的作用和管理均與大型風電場類似。中國有大約120萬km2的荒漠面積,包括沙化、半沙化土地和沙漠,假定3萬m2荒漠土地可以安裝1 MW光伏電站,那么2.5%的荒漠面積(3萬km2)就可以安裝10億kW的光伏電站。

大型荒漠電站是在中壓(10、35、110 kV)輸電側并網(wǎng),是發(fā)電站的方式,不能“自發(fā)自用”,只能像火電廠和風電場一樣將發(fā)出的電量賣給電網(wǎng),即享受“上網(wǎng)電價”政策。目前國內(nèi)還沒有出臺光伏電站的標桿上網(wǎng)電價,需要通過特許權招標的方式確定光伏電價。

問題正如電網(wǎng)公司提出的,荒漠大部分在中國西部,而負荷中心現(xiàn)在在東部,長距離輸電的條件目前還不具備,就地消化受到一定限制,于是就會有先要加強電網(wǎng)建設,然后才能大規(guī)模建設光伏電站和風力發(fā)電的結論。

建設大型荒漠電站從管理上講電力公司很容易接受,同管理大型風電場類似,而且更為簡單。建設大型荒漠光伏電站,可以形成規(guī)?；墓夥袌?有利于迅速拉動中國的光伏產(chǎn)業(yè),促進技術進步,降低成本。從產(chǎn)業(yè)發(fā)展的角度是有利的。

4 “上網(wǎng)電價法”是最有效的激勵政策

歐洲各國普遍采用的激勵政策是“上網(wǎng)電價”政策,即電力公司以高于常規(guī)電價的價格收購光伏電量,國家對于超出常規(guī)電價的部分對電力公司給予補償,補償金則通過綠色電力附加分攤到電網(wǎng)的銷售電價中去。

有了這樣的政策,安裝光伏發(fā)電系統(tǒng)的用戶可以通過銷售綠色電力獲得收益;銀行的貸款可以如數(shù)回收;光伏生產(chǎn)廠家通過銷售太陽電池賺到了錢;政府達到了推行清潔能源的目的;電力公司用國家的補償金購買綠色電力,經(jīng)濟上不虧損,還完成了減排義務;政府通過綠色電力附加征收到了補償金;通過媒體的廣泛宣傳,那些購買綠色電力的人知道自己是為保護環(huán)境和能源的可持續(xù)發(fā)展在做貢獻,也愿意購買,因此“上網(wǎng)電價”政策已經(jīng)證明是成功的多贏政策。

德國首先實施“上網(wǎng)電價法”,取得了明顯的效果,十萬屋頂計劃順利實施,連續(xù)多年光伏發(fā)電的安裝量居世界第一。繼德國之后,西班牙、意大利、法國、荷蘭等歐洲國家紛紛效仿,先后出臺各自的“上網(wǎng)電價”政策,現(xiàn)在,澳大利亞、韓國,甚至印度也都開始實施“上網(wǎng)電價”政策。

美國和日本都是實施對光伏初投資補貼政策的國家,由于“上網(wǎng)電價法”在歐洲的成功,美國和日本也從2009年開始實施“上網(wǎng)電價”。美國現(xiàn)在已經(jīng)有6個州實行“上網(wǎng)電價法”;日本自2009年開始,將小型用戶側并網(wǎng)的光伏電價確定為48日元(相當于3.2元/kW· h),大型光伏的電價定為24日元(相當于1.6元/kW· h)。

為了評估各國不同的激勵政策,歐洲光伏工業(yè)協(xié)會(EPIA)公布了一項調研報告,對“上網(wǎng)電價”、“初投資補貼”、“配額制”等政策進行了評估,結果是“上網(wǎng)電價法”從操作的簡單易行、保證投資者的利益、資金的使用效率到實際的成功效果,都優(yōu)于其他政策。

金太陽示范工程初投資補貼的辦法雖然對于拉動光伏市場很有效,但在資金使用效率、保障工程建設質量和后期運行方面卻有不足之處。如果“用戶側并網(wǎng)”的光伏系統(tǒng)也能夠實行“上網(wǎng)電價”,將更有利于光伏市場的健康、可持續(xù)發(fā)展,資金的利用也會更為有效。

5 平價上網(wǎng)指日可待

5.1 光伏發(fā)電成本下降趨勢

按照中國光伏產(chǎn)業(yè)目前的發(fā)展趨勢,隨著技術進一步提升和裝備的全面國產(chǎn)化,到2015年,初投資達到1.5萬元/kW,發(fā)電成本小于1元/kW· h,首先在配電側達到平價上網(wǎng)是完全有把握實現(xiàn)的;經(jīng)過努力,2020年初投資達到1萬元/kW,發(fā)電成本達到0.6元/kW·h,在發(fā)電側達到平價上網(wǎng)也是完全有可能的(見圖3)。

圖3 光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)的發(fā)展路線Fig.3 Roadmap of PV grid-parity

圖3的條件:2009年的光伏上網(wǎng)電價按照1.5元/kW·h,以后每年下降8%;2009年的全國平均火電上網(wǎng)電價為0.34元/kW· h,以后每年上漲6%;則到 2015年火電電價上漲到0.48元/kW· h,光伏電價下降到0.91元/kW· h;2020年,火電電價上漲到0.65元/kW· h,光伏電價下降到0.60元/kW· h,達到平價上網(wǎng)。

5.2 國際上對于光伏發(fā)電成本下降的預測

美國太陽能先導計劃(SAI,2006年公布)對于光伏發(fā)電達到平價上網(wǎng)的預測最為激進,認為到2015年光伏電價將低于10美分/kW· h(相當于0.7元/kW· h)。

德意志銀行經(jīng)過細致的成本測算,預計光伏發(fā)電到2015年,即可達到每度電15美分,相當于1元/kW·h。

2009年日本政府(NEDO)發(fā)布了新的光伏發(fā)展路線圖,預測如下:2017年達到14日元/kW· h(相當于1元/kW· h),2025年達到7日元/kW· h(相當于0.5元/kW· h)。

歐洲光伏工業(yè)協(xié)會(EPIA)2009年12月發(fā)布“Set for 2020”,認為到2020年光伏將在76%的發(fā)電市場達到可競爭。

結論:根據(jù)國際上的預測,光伏發(fā)電的電價將在2015年左右達到1元/kW· h(15美分/kW· h)以下,與用戶側的銷售電價相一致,實現(xiàn)“自發(fā)自用”平價上網(wǎng)。

5.3 國際上對于光伏發(fā)展目標的展望

2009年12月,EPIA公布了“Set for 2020”,對光伏發(fā)電的目標分3種情景對2020年歐洲的光伏累計裝機進行了分析和預測?；景l(fā)展模式:100 GW;加速發(fā)展模式:200 GW;理想發(fā)展模式:400 GW;分別占歐洲電力總需求的:4%、6%和12%。

美國太陽能工業(yè)協(xié)會(SEIA)在哥本哈根會議上宣布:美國到2020年光伏將提供全部電力需求的10%,將提供67.6萬個工作崗位,每年減排3.8億t二氧化碳,2020年美國的光伏累計裝機將達到300 GW。

日本計劃在2030年以前在目前的基礎上再增加40倍太陽電池裝機量,在2020年達到累計裝機容量28 GW,2030年為56 GW。

印度2009年公布“Solar Power Plan”,計劃到2022年,光伏發(fā)電在印度的累計裝機要達到20 GW。

5.4 中國的光伏發(fā)展目標

2020年的中國光伏發(fā)電累計裝機目標是20 GW,這個目標雖然與國家發(fā)展和改革委員會2007年發(fā)布的“可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃”的目標(1.6 GW)相比提高了很多,但還是遠遠低于歐盟和美國的設定目標(見表14,單位:GW)。

表14 世界各地光伏累計裝機發(fā)展目標比較Table 14 Cumulative installation target of PV in the world

雖然“十二五”規(guī)劃中中國2020年的累積裝機目標是20 GW,但是按照光伏目前的成本和降價趨勢以及中國光伏產(chǎn)能(2010年年底的年產(chǎn)能力至少20 GW),2020年累計裝機達到50 GW是完全有可能的。

5.5 歐盟“可再生能源思考—2050”

歐盟可再生能源委員會于2010年4月對外公布了“可再生能源思考—2050”(RE Thinking 2050),在歐盟“20—20—20”(到 2020 年,節(jié)能20%,減排20%,可再生能源占歐盟總能源需求的20%)基礎上又提出了更為積極的設想,提出到2050年可再生能源將全面替代常規(guī)能源和核能,在電力、空調采暖和交通各個能源領域實現(xiàn)100%采用可再生能源。

歐盟提出這樣的目標是有根據(jù)的,報告中從技術、經(jīng)濟和政策等方面進行了全面的分析。

經(jīng)濟上:歐盟當前能源對外的依存度已經(jīng)高達55%,如果不采取積極措施,到2030年能源對外的依存度將上升到70%,到2050年,累計在進口能源上的花費將高達10 900億歐元,這僅僅是直接采購費用;而花在二氧化碳減排上的費用更是高達30 000億歐元;如果從現(xiàn)在積極推進可再生能源的開發(fā)利用,到2050年實現(xiàn)全面替代,則只需要28 000億歐元,而且全部就業(yè)人口都在歐盟內(nèi)部,在經(jīng)濟上和社會效益上都是完全合算的。

技術上:電力實現(xiàn)100%替代的技術路線清晰,建立北海、地中海和波羅的海三條電網(wǎng)環(huán)路,建立大量的分布式電源和微電網(wǎng),基礎電力采用增強型地熱發(fā)電、太陽能熱發(fā)電和水力發(fā)電等高利用小時的發(fā)電方式,以智能電網(wǎng)和“虛擬電站”實現(xiàn)信息化管理。采暖和制冷主要依靠太陽能、地熱和生物質,特別強調的是“熱驅動制冷”而不是電驅動制冷,將這一革命性的技術稱之為“沉睡的巨人”。交通能源主要依靠電動汽車和生物質燃料。

政策上:提出制訂有法律效力的“強制替代目標和時間點”,在三個20基礎上,盡快制定具有法律效力的2030年的強制替代目標;“對化石能源強制征收碳稅”以盡快減少對化石能源的依賴;“能源、電力市場開放”,允許各種能源形式進入能源電力市場,允許各種投資主體和用戶參與能源電力建設,加快推進分布式發(fā)電和微電網(wǎng)的建設。

6 我國4厘錢的可再生能源電力附加遠遠不夠

從2009年11月起,全國每度電提取4厘錢,2010年大約可以征集130億元可再生能源電力附加,用于風力發(fā)電、生物質發(fā)電和太陽能發(fā)電的電價補貼。

這幾年風力發(fā)電和生物質發(fā)電發(fā)展迅速,補貼資金需求連年翻番,2006年全年可再生能源項目(包括風力發(fā)電、生物質發(fā)電和光伏發(fā)電)的補貼資金僅需要2.6億元,2007年需要大約27億元,2008年40億元,2009年達到74億元,2010年已經(jīng)突破120億元。按照這樣的速度發(fā)展,每度電4厘錢的電力附加在2011年已經(jīng)完全不夠用了,見表15(單位:億元)和圖4。

圖4 中國可再生能源電價補貼需求統(tǒng)計Fig.4 Subsidy spent on venewable energy feed-in tariff

表15 中國可再生能源電價補貼統(tǒng)計Table 15 Subsidy spent on renewable energy feed-in tariff

如果能夠將電力附加增加到1分錢/kW· h,則到2020年全國累計電力附加可達5 000多億元,如果按照2020年累計裝機50 GW,對上網(wǎng)電價給予補貼,到2020年補貼資金的累計需求只有大約500億元;即使光伏累計裝機到2020年達到1億kW,也才僅需要累計大約1 000億元的電價補貼,其他4 000億元用于風力發(fā)電和生物質發(fā)電,這樣就可以完全滿足國內(nèi)可再生能源發(fā)展的需求。

7 結論和政策建議

7.1 太陽能光伏發(fā)電應當成為中國能源結構調整戰(zhàn)略的發(fā)展重點

為了實現(xiàn)非化石能源到2020年滿足中國能源需求15%的目標,原計劃水力發(fā)電由2010年的1億kW發(fā)展到2020年的3億kW,核能發(fā)電由2010年的1 000萬kW發(fā)展到2020年的7 000萬～8 000萬kW,風力發(fā)電由2010年的4 000萬kW發(fā)展到2020年的1.2億kW?，F(xiàn)實的情況是水能資源全部集中在中國西南部,大規(guī)模開發(fā)西南水電存在國際性河流、遠距離輸電、潛在的生態(tài)問題和開發(fā)成本等諸多問題;發(fā)展核電存在選址、將來核廢料的處理以及由自然災害或戰(zhàn)爭引起的安全隱患等問題;由于中國風力資源分布的特點,風力發(fā)電主要在遠離負荷中心的西部發(fā)展,存在無法就地消納、遠距離輸電的問題。而太陽能光伏發(fā)電不受地域、資源條件、制造材料和遠距離輸電的限制,安全可靠,是發(fā)展空間巨大、理想的清潔能源。

7.2 加快落實可再生能源法,全面實施“上網(wǎng)電價”政策

“十二五”期間應針對國內(nèi)太陽能發(fā)電市場發(fā)展的主要矛盾,解決好政策和管理的問題,按照可再生能源法的原則,在全國推行太陽能發(fā)電的“上網(wǎng)電價”政策。為了順利推進“上網(wǎng)電價”政策,還必須解決好相關的技術和管理問題,落實補貼資金,建立起一整套兼顧各方利益、操作性強、簡單高效和可持續(xù)的商業(yè)化運行模式和管理辦法。

“上網(wǎng)電價”政策的資金使用效率最高,開發(fā)商負責投資建設,國家對發(fā)電量進行差價補貼,既保證了開發(fā)商的收益,更有利于項目的建設質量。如果2020年光伏發(fā)電的累計裝機目標是1億kW(相當于5個三峽的裝機),2011—2020年的累計補貼資金只需要大約1 000億元(建設一個三峽的費用是2 000億元人民幣)?？稍偕茉刺娲Ｒ?guī)能源是必然的,只是時間早晚的問題,歐洲全面替代的時間表已經(jīng)確定在2050年,中國亦應認真思考加速替代火力發(fā)電,使中國的能源、電力結構向著更為清潔、更為安全和更加可持續(xù)的方向發(fā)展。

7.3 加大技術研發(fā)投入,提高光伏產(chǎn)業(yè)核心競爭力

“十二五”期間政府應加大對光伏產(chǎn)業(yè)技術創(chuàng)新的支持力度,提高企業(yè)技術創(chuàng)新能力,在基礎材料、制造工藝、生產(chǎn)裝備的國產(chǎn)化以及系統(tǒng)集成和平衡部件等各個方面取得新的突破,通過技術創(chuàng)新努力降低成本,鞏固和發(fā)展核心競爭力,加強科技研發(fā)平臺的建設,加快技術創(chuàng)新步伐,使我國光伏產(chǎn)業(yè)的技術水平始終保持國際領先。太陽能熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)和應用目前處于起步階段,應當給予更多的科研投入,使其盡快實現(xiàn)商業(yè)化。

7.4 重視太陽能熱利用和太陽能熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)發(fā)展和市場開發(fā)

在大力發(fā)展太陽能光伏發(fā)電的同時要注意太陽能熱利用和太陽能熱發(fā)電的產(chǎn)業(yè)發(fā)展和市場開發(fā)。中國是太陽能熱水器的最大生產(chǎn)國,也是太陽能熱水器的最大應用國。“十二五”期間,不但要繼續(xù)鞏固中國太陽能低溫熱利用的世界領先地位,還要重視太陽能中溫熱利用(80～250℃)的技術開發(fā)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。太陽能中溫熱利用主要是太陽能采暖和熱驅動制冷,被稱為“沉睡的巨人”,具有非常廣闊的市場前景,歐盟預測到2050年歐洲的采暖和空調市場的40%來自太陽能。

太陽能熱發(fā)電由于可以采用廉價的儲熱系統(tǒng)(可達到儲熱16 h及以上),做到連續(xù)、穩(wěn)定發(fā)電,克服太陽能固有的晝夜輻射差大的缺點,成為供電負荷的基礎電力,應當給予足夠的重視。

7.5 提高可再生能源電力附加,為可再生能源發(fā)電提供足夠的資金支持

2009年11月起,國家對電力消費市場提取4厘錢/kW·h,作為可再生能源電力附加,用于補貼可再生能源發(fā)電。目前的電力附加每年可以征集120億元,到2020年可以累積征集大約2 200億元,但是這樣的電力附加水平,2010年就已經(jīng)不足以支付風力發(fā)電和生物質發(fā)電的電價補貼,今后幾年的缺口將更大,更不用說用于太陽能發(fā)電了。如果能將可再生能源電力附加水平提高到1分錢/kW·h,到2020年可以累積征集5 000多億元,這樣就能夠有足夠的資金用于支持太陽能、風力和生物質等可再生能源發(fā)電的發(fā)展了。