上海普罗新能源有限公司总裁 史珺
随着光伏发电成本的逐渐降低，可以预见，中国光伏市场的启动已经一触即发。
近年的国际金融危机，同样给光伏产业带来了沉重的打击。但是，光伏行业所受的影响并不像其他某些行业那么严重。即便是最悲观的预测，2009年全球光伏市场的增长率也在25%以上。这样的增长率，即便是非常景气的年头，对任何其他行业而言也是一个令人羡慕的增长率。光伏企业目前遇到的问题是，在国际金融危机前，由于对未来的预期过高，几乎所有光伏企业的扩张都是按照每年100%以上的扩张速度规划的。而国际金融危机造成了突然的市场停滞，各企业产能扩张速度超过了市场增速，从而引发了一系列问题。
中国光伏市场启动在即
与世界其他各国的光伏产业相比，中国的光伏行业有一个很大的特点，即几乎是完全依托于国外的市场发展起来的。2008年，中国光伏组件的产能为2000MW，而国内安装的组件才40MW，维持了2007年以来光伏产品98%出口的局面。国内市场只占产能2%，这个局面可以说是产业界的一个奇迹。
2009年3月26日，财政部发布了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》，决定有条件地对部分光伏建筑进行每瓦最多20元人民币的补贴。这个政策，在行业内引起了强烈的反响。虽然这个政策对于今年光伏产业的实际效益和报表改善程度不会太大，但是从概念上来说，这个政策为中国政府对光伏产业进行补贴拉开了序幕。目前，江苏、浙江、江西、四川、河北等省的政府部门都开始召集光伏企业，研究如何适应国家政策的思路，来促进本省光伏产业的发展，就连光伏产业发展相对落后的上海，政府也开始组织行业协会和学会对光伏产业提出规划建议。
可以预见，光伏上网电价补贴政策很快就会出台，而且对家庭尤其是农村屋顶、地面光伏的电站装机补贴政策也会陆续出台，中国光伏市场的启动已经一触即发。
成本是光伏产业发展关键
众所周知，光伏发电的成本很高，所以才需要政府补贴。但许多人还没有意识到，其实目前光伏产业的成本与5年前德国政府制定上网电价补贴政策时的价格相比，完全不可同日而语。尤其是中国，自从2007年成为全世界最大的光伏产品生产国后，各个环节的成本都已经大大下降，只是由于多晶硅的短缺而形成的材料价格居高不下和开工不足，才使得光伏产品终端组件最终的价格下降幅度不大。
而随着国内去年多晶硅产能的成倍扩张，加之被2008年国际金融危机造成的订单下降的冷水一浇，使得光伏产品的成本和价格都大大降低。因此，光伏产业必须借助这次国际金融危机引发的成本下降之机，尽快由政府补助驱动转为市场驱动，只有这样才能保证光伏产业真正健康地发展。
政府补贴对行业固然是一件好事，但完全依赖政府补贴作为产业或行业发展的动力，却又蕴藏着很大的风险。一旦政策变化或终止时，所带来的产业冲击是十分巨大的。只有尽快建立真正的光伏市场体系，使光伏产业按照市场规律运作起来，才能够充分发挥政府补贴的杠杆作用，减少政策变动对产业可能造成的伤害。
因此，光伏成本的下降，并不是在国际金融危机引起的不景气中的权宜之计。行业内所有的从业人员都必须有这样的认识，不管行业景气与否，光伏产业中各个环节的产品价格必须不断下降，直到光伏发电的成本切切实实地低于火力发电为止。这是所有光伏从业人员必须为之奋斗的目标。只有成本下降，才是光伏产业发展的真正动力。
中国光伏发电成本变动趋势
目前中国的光伏行业虽然已经在产品制造的规模上成为世界第一，但由于发展时间短，且形成了少数几家公司独霸行业的局面，因此光伏的制造配套体系尚未完全建立，突出表现在装备制造、生产制程、质量管理和原辅料的生产方面。目前，这些问题正在逐步改善，相信会逐步得到解决。
先说说光伏组件。在前面所说的15元/瓦～18元/瓦的成本中，是由如下部分构成的：多晶硅、拉单晶、切片、电池片、组件。下表列出了2009年4月的光伏组件价格，以及2010年4月光伏组件的预测价格。需要说明的是，因为各厂情况不一，该表中价格仅为参考，实际价格会有差异。
在成本趋势方面，2009年以前，光伏体系的制造成本主要是受多晶硅成本的制约。但在2009年以后，多晶硅成本已经并且还有望进一步大幅下降。因此，多晶硅将不会再成为太阳能电池发展的瓶颈。
硅片与电池片及组件的加工主要取决于工艺和规模。目前，中国从硅片到组件行业，每瓦的制造成本已经大幅降低，但此降低基本上还是局限在表面的人工材料方面。由于装备和一些辅料如银浆、硅烷等还需要进口，生产工艺和高效电池工艺研发相对落后，因此进一步下降成本的空间依然是很大的。
在逆变和输配电部分，由于我国过去自身安装电站的容量很小，因此这是我国光伏产业最为薄弱的环节，也是价格下降空间最大的一个环节。目前，我国仅在北京、合肥、深圳等地有少量公司从事专业的太阳能光伏发电的逆变器与控制器的制造，但还存在产量低、成本高的问题。但是，由于光伏逆变与常规的备用电源和电气传动变频在技术上相通，而后者的国内制造商已经颇具规模，因此一旦光伏市场启动，必将有许多原来的电力电子和电气传动设备制造商大举进入这个领域。因此，逆变和输配电环节的成本将会大大降低。
电站建设包括土地三通一平、电站土建和输配线路的敷设。这部分成本是常规的电力建设安装，成本因地制宜。光伏行业对土建的要求比火电行业的要求更加简化，没有特殊的成本要求。一旦光伏产业形成规模，相关的成本也会比现有的示范电站降低很多。
多晶硅成本走势
尽管多晶硅的成本在光伏组件中所占的成本比重已经从去年的70%锐减到现在的30%，但毕竟多晶硅作为光伏电池的主原料，价格永远都会成为光伏电池组件的标杆价格。那么，多晶硅今后的价格走势如何？在从320万元/吨的高位下跌到60万元/吨后，多晶硅价格还有多少下降空间？
多晶硅的价格下降空间其实与多晶硅的生产成本有关。目前，国内已经投产的多晶硅厂的产品成本大约在30万元/吨～40万元/吨左右，加上25%的毛利率，多晶硅价格应当在40万/吨～50万元/吨。
这个价格大概可以维持到2009年的年底。
江西赛维3月份在上海宣布，该厂的多晶硅产品线投产后，成本将只有20美元/公斤，也就是14万元/吨。那么，加上25%的毛利率，多晶硅价格将能够低到20万元/吨。
多晶硅的成本下降，还与生产工艺有关。以上所提及的成本都是现有的西门子工艺或改良西门子工艺。采用西门子工艺，目前国际的多晶硅价格大约在每公斤25美元左右，而使用国内的改良西门子工艺则在每公斤35美元左右。赛维提出的每公斤20美元，应当是采用了流化床还原工艺的西门子法或硅烷法。硅烷流化床法目前预计可将多晶硅成本降低到15美元/公斤～20美元/公斤，但能否量产还有待观察。
其实，如果我们跳出市场需求和成本的圈子，从更高的角度来看待多晶硅工艺的话就会发现，多晶硅的价格应当是由光伏发电能否大规模应用来确定最适宜的价格的。所谓大规模应用，就是光伏发电的每千瓦时电价能够与煤电价格相当。考虑煤电的资源枯竭和二氧化碳的处理成本，我们将每千瓦时电价定位于0.8元人民币。由于光伏发电的年发电时间基本上在1000小时～1500小时之间，因此每瓦的装机成本应当在人民币1万元以下。按照前面分析，现在的成本如果同比下降(可以考虑多晶硅价格的降幅更大些)，则多晶硅的成本应当在每吨20万元左右，这就是大势所趋的多晶硅价格。
目前，能够适应今后大规模光伏应用的多晶硅的生产工艺有硅烷流化床法和物理冶金法。这两种工艺中，后一种工艺的成本降低的空间更大些，目前已经有公司宣称能够达到每公斤15美元的成本，而且进一步降低成本的空间依然很大，如果批量足够大可望降低到每公斤10美元以下。不过，物理冶金法的问题是，由于工艺较新，纯度也还不够高。不过从最近一年通过物理法工艺生产硅材料的情况来看，物理冶金法突破太阳能使用的瓶颈应当是今年以内可实现的事情。
光伏发电成本究竟几何
3月22日开标的敦煌10MW光伏电站特许权招标项目曝出了0.69元/千瓦时的最低价，这个价格低得超出了大多数人的预料，引起了市场和政府部门对光伏成本究竟是多少的关注。
如果说敦煌招标中0.69元/千瓦时的最低价还缺乏代表性的话，那么13家最后入围的投标者报出的次低价为1.09元/千瓦时，最高价也只有1.67元/千瓦时。平均价在1.5元/千瓦时以下的投标统计结果表明，光伏发电成本的下降速度，其实已经大大超出了我国有关政府决策者的预料。对于大多数投标企业来说，中国光伏上网电价的成本已经一举突破了4元/千瓦时、3元/千瓦时、2元/千瓦时和1.5元/千瓦时的几个重要价位关口，一下子降到了1.5元/千瓦时以下。这对于中国光伏行业来说，无论从任何角度来看，都不是坏事。
那么，中国光伏发电的成本现在究竟是多少呢？
地面光伏发电站的成本组成大致可以分为光伏组件、逆变和输配电、电站建设安装、土地价格几个部分。目前，光伏组件的价格已经由去年的35元/瓦左右降到了15元/瓦到18元/瓦，逆变和输配电部分的价格则由去年的12元/瓦左右降到了4元/瓦到6元/瓦，而电站建设安装(含土建、支架和布线)的施工成本则视地理条件而定，但通常按照每瓦3元～5元的价格来说，对1MW以上的电站是合适的。
而土地的价格则在不同的地区差别更大，按照每亩5万到20万元的不同地价计算，平均每瓦在1元到4元之间。如果增加追日跟踪系统，则每瓦还要再增加约2元的成本。
这样算来，对于地面电站来说，每瓦的总成本应该在25元～35元左右。但是，这个成本还未包括站外的道路和输电线路成本。
离网型电站可以减少并网和外线费用，但要增加蓄电系统。蓄电池的价格随容量和蓄电时间而定。如果电站同时有风力发电作为互补，则蓄电系统的容量要求可以大大减少。但如果仅仅依赖光伏发电，那么蓄电系统的容量就要大大增加，而成本也就成倍上升了。
而对于屋顶电站，光伏组件的价格同样为15元/瓦～18元/瓦，由于屋顶可以直接固定组件，因此基建和支架费用可以降低到每瓦2元～3元，土地成本也可以省去。但是，由于屋顶电站通常规模较小，因此逆变并网部分的成本则有所增加，大约在4元/瓦～8元/瓦左右。这样，屋顶光伏的成本应当在21元/瓦～29元/瓦之间。
而对于光伏建筑一体化的系统，如幕墙发电系统，成本与建筑物的设计和光伏电池与建筑装饰材料生产过程的结合程度有很大的关系。研究表明，如果设计院、建材生产商和光伏制造商能够充分协作起来，建材光伏一体化的发电单元的制造成本与单独生产光伏组件的成本类似，甚至比建材加光伏组件的成本还低，而逆变和布线系统则可以整体并入到建筑物的电力系统中去。因此，BIPV(光伏建筑一体化)的成本可能比单独的光伏发电还要低得多。
对于计划投资光伏电站的投资者来说，除了上述成本外，还必须考虑电网接入费用(外线费用)、道路费用、财务费用、运营费用。对于1MW以上的光伏电站，如果能够拿出投资额的1%～2%作为每年的运营费用就足够了。
至于合理的上网电价，则还取决于发电上网收费的期限，10年、20年、30年等不同的投资回收期上网电价的价格都不同。如果按照现在的价格估算，对于地面光伏电站，每千瓦时电1.2元～1.5元的价格，回收期应当在10年以内。
当前是政府扶持最佳机遇期
目前中国的光伏产业已经借助德国、日本、美国的市场形成了初具规模的加工制造能力，装备制造和多晶硅材料这两个长期依赖进口的环节也已经在政府和投资者的支持下开始蓬勃发展，光伏产业从装备到材料全方位的国产化近在咫尺。但是，由于目前光伏的成本依然不足以实现市场化发展，因此光伏产业大发展局面的形成还需要将政府的扶持作为第一推动力。
财政部的政策走出了政府补贴的第一步，但是还需要进行补助面的拓宽和操作实施的细化。其实，我国政府现在进行全方位扶持的时机是最佳的，所需要的投入资金将远远比5年前德国政府进行光伏产业扶持时要低得多，效果也会好得多。目前中国光伏产业处于成本的临界点，一旦政府给出了这个“第一推动力”，中国乃至世界的光伏市场将很快进入按照市场规模进行自我循环的轨道，这个时间将远远比过去认为的20年、30年要短得多，可能是七八年，甚至三五年。
可以预期，中国将成为世界上第一个实现光伏发电大规模商业化运营的国家。无论是政府、电力系统，还是光伏产业的制造商和供应商，都应当对此有充分的准备，做好相应的应对策略。
