光伏产业“捞金”时代已去

    在全球经济危机影响下，中国光伏产业正在经历一个多事之秋。光伏“双反” ，产能过剩，市场竞争压力无疑不让光伏产业雪上加霜。

    去年9月国务院转发各省区市、部委的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，多晶硅赫然进入产业过剩“黑名单”。此后，围绕多晶硅和光伏产业的激烈争论就没有停止过。

    争论集中在两大焦点：多晶硅产能是否过剩，多晶硅生产是否属于“两高”（高耗能、高污染）之列。

    光伏产业链包括多晶硅、电池、电池系统等多个环节，多晶硅则是整个产业链的关键原材料。在过去几年里，中国光伏产业迅速扩张。2000年我国光伏组件的生产能力不到10兆瓦，但截至2008年底，我国光伏电池产量达到了2500多兆瓦，跃居世界第1位。但由于受技术、装备和管理等因素限制，目前国产多晶硅还不能满足市场需求，需要大量从国外进口。在高额利润的驱动下，国内多晶硅投资出现热潮，从2006年开始大量资金投向多晶硅产业，多晶硅产能迅速扩张。据统计，2008年国内多晶硅产能约2万吨，当年产量0.4万吨，在建产能多达8万吨，产能出现明显过剩。

    中国可再生能源学会副理事长孟宪淦表示，“多晶硅过剩与钢铁过剩不同，钢铁行业属于当下的过剩，也就是产量高于需求。而多晶硅过剩目前还没有发生。2008年国产多晶硅0.4万吨，仅仅占中国太阳能电池需求的20%，仍有80%需要进口。2009年预计产量能达到1-1.5万吨，也只能满足当前太阳能电池需求的一半”。

    另一个焦点是多晶硅生产是否属于“高耗能、高污染”。

    孟宪淦指出，“中国一些多晶硅生产工艺水平太低，造成高耗能；回收技术落后导致了高污染。目前，中国企业正在逐步掌握技术，解决两高问题。过去生产1吨多晶硅消耗几百度电，现在只需要75度电”。

    国家发改委能源研究所副所长李俊峰也认为，“国内多晶硅生产存在的双高问题，是落后生产导致的。”目前全球多晶硅产量是6万吨，其中5万吨来自于德国、挪威等节能减排做得比较好的国家。如果是高污染、高能耗，这些国家不会去搞的，把多晶硅生产能耗降低，还是非常环保的。

    孟宪淦和李俊峰都认为，国务院文件目的是对多晶硅进行了一个警示，而且只是涉及到太阳能产业链中的多晶硅部分，并不涉及太阳能电池、组件等其他环节。目的是让光伏产业健康可持续的发展。

    孟宪淦认为，“对于掌握自主技术的中国企业来说，本次调整是一种保护性措施。目前国产多晶硅有2/3不合格，所以要避免一哄而上。不顾市场需求的低水平重复建设，是一种巨大的浪费”。

    显然，我国多晶硅行业需要一个长期过程来实现技术进步。国家发改委能源研究所王斯成也表示：“目前光伏产业是三头在外：装备在外、多晶硅材料在外、市场在外，这种情况还没有彻底地改变”。

    当前，我国光伏科研总体投入不足。孟宪淦告诉记者，当前中国对多晶硅的科研投入只有日本的1/70。

    核心技术缺失，将导致激烈竞争中的弱势地位。在2009年全球商报论坛上，能源研究所周凤起表示，技术上中国处于弱势，同时也意味着成本上不具有优势。9月8日，中国政府与美国第一太阳能公司（FirstSolar）签署备忘录，双方计划在内蒙古鄂尔多斯(600295,股吧)建造200万千瓦的太阳能发电厂。这将是世界上最大的太阳能发电厂，可供300万户居民用电。“它的成本很有竞争力，比多晶硅更便宜。它竞争能力这么强，我国庞大的多晶硅产量将如何处理？”周凤起提出一个发人深思的疑问。

    无论是政府主管部门，还是行业专家，目前已经形成一个共识：多晶硅问题的核心，是如何促进企业掌握关键技术，提高核心竞争力。

    “从整个光伏产业来看，我不希望这个产业走得过快，让大家像"淘金式"地发展，一定要考虑光伏成本的不断降低，要引导产业健康地不断降低成本地发展”，国家能源局可再生能源司副司长史立山近期表示。

    扩大光伏内需须有清晰思路

    “国内光伏行业面临的最大问题，就是如何开拓国内市场”，孟宪淦指出。去年下半年爆发的金融危机导致国际市场萎缩开始，中国光伏制造行业遭受重创，政府主管部门开始考虑如何开拓内需市场。

    从整个太阳能光伏产业链来看，中国的制造能力已经接近全球的1/3，但从发电来看，2008年全球累计光伏发电6850兆瓦，而中国仅为140兆瓦，其中已经并网的仅有10兆瓦，占全球总安装量的比例仅为0.73%。

    在并网问题尚未彻底解决的情况下，大规模开拓光伏内需市场是一道真正的难题。与风电并网问题相似，作为不稳定发电源，光伏并网对电网稳定性构成一个冲击。

    史立山指出，光伏发电的优势在于分散利用，尽管国家能源局通过大型光伏电站建设启动市场，但真正的潜力还是在于大规模分散利用。分散利用就要解决好光伏电站和电力系统之间的连接问题。

    “目前在法律上已经取得了相当进展”，孟宪淦说，“修订后的《可再生能源法》，明确了电网对可再生能源要有最低收购指标，还明确了主管部门（之前并没有明确），此次将电力监管部门、财政部拉进来，将有助于解决并网问题。财政部要成立一个基金，用于智能电网”。

    如果说并网问题是光伏发电的一个硬件约束，那么电价问题就直接影响了企业的投资动力。当前，国内火电发电成本平均在0.2元/度，水电大致是0.05—0.1元/度，风电是0.5—0.7元/度，核电平均成本介于火电和风电之间，只有当光伏发电成本降到0.7元/度左右，才具有市场竞争力。

    因此，各国为了促进企业投资光伏发电，都采取补贴政策。今年，财政部等相继推出两项补贴政策：一项为太阳能屋顶计划促进非并网项目安装太阳能设备；另一项是金太阳工程，对并网发电项目安装太阳能设备进行补贴。

    对于困境中的光伏设备制造企业来说，补贴政策是一剂猛药。虽然金太阳工程只补贴500万千瓦，而仅仅一个江苏省就上报了2000万千瓦的项目。

    中国工程院院士倪维斗对《中国投资》表示，光伏的财政补贴政策存在漏洞，仅设备安装就可以获得巨额补贴，至于发不发电则没有任何约束。事实上，这种补贴补在了制造环节，对于扩大光伏发电内需作用甚微。

    史立山则认为，根本原因在于没有建立一套适应光伏建设管理的程序，而这个程序只有通过示范项目的建设来探索。“我们要制定出一套让各级政府、投资者、电网企业清楚明了的制度，这个产业才能走向健康发展的道路”。

    事实上，无论是光伏发电还是风力发电，可再生能源的政策都需要一个明晰的思路，需要一个系统的全局性的政策体系，这也是当前能源主管部门需要着重思考的问题。

    光伏标杆上网电价渐行渐近

    在国家发展改革委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》上，将全国分为4类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。结束了特许权招标制度，这项政策曾经挤干了风电设备的价格水分，促进了风电设备制造的技术进步和成本降低，也有助于确定企业成本。9月，国家能源局局长张国宝表示希望将特许权招标应用于光伏发电上。如何给光伏发电定价，牵动着整个业界的神经。

    去年8月14日国家发改委批复了内蒙古鄂尔多斯伊泰集团205KW太阳能光伏电站、上海崇明岛前卫村1M光伏电站的上网电价为每度电4元。这个价格与德国、西班牙光伏上网价格接近。

    然而，在今年3月国家发改委进行的敦煌光伏特许权招标项目中，国投电力与英利公司联合体提出了0.69元的超低价格。与之前的4元电价差距如此之大，引起一片哗然。

    这次招标吸引了全国50家光伏企业，主要是因为该项目的落定意味着国内光伏发电市场的启动，而这个项目的实验性质可能为下一步国家制定光伏发电的一系列政策提供依据，同时也是光伏企业展示自身实力的最佳时机。

    因此，国投电力与英利公司采取了志在必得的低价策略。事后，国投公司解释说：“该价在投产初期3-5年内从运营角度是亏损的，但是从长期来说，这一价格比全球普遍预计的2012年光伏发电才能实现1元的价格提前了3年”。

    经过调研，国家发改委、能源局最终确定了第二低价格的1.09元中标，同时，敦煌发改委也给国投公司与英利公司配套了一个同样规模的项目。

    这次招标给光伏发电的成本带来全新观念，也给光伏发电市场化提供了基础。让整个行业从高额利润阶段直接进入到微利阶段，并直接倒逼设备厂商降低成本，客观上有助于改变当前多晶硅低水平重复建设的状况。

    孟宪淦认为，“企业过早承诺了过低的电价，对行业未必有利”。

    尽管如此，这次招标具有重要的政策意义，很大程度上决定了未来标杆电价的制定。目前，国家发改委和能源局正在制定光伏发电的标杆电价。这表明，在敦煌特许权招标之后，光伏发电将直接过渡到标杆电价。

    与风电类似，全国将按照不同的资源条件进行分区，确定不同的标杆固定上网电价。根据当前的消息，价格可能的区间在1-2元之间。

    尚德董事长兼CEO施正荣表示，如光伏电价定在上述区间内，东部地区将没人去投资光伏电站。因为今年上半年，江苏省推出政策中2009-2011年期间光伏电价为每度2.15元、1.7元和1.4元。

    “政府目前还在摸底，避免市场开放后让那些没有资质的企业进来”，孟宪淦指出，“还要试点，也只能不断探索尝试”。<