9月26日，由南通强生光电建设的1.05兆瓦光伏建筑一体化项目通过国家“金太阳示范工程”专家组验收，并于9月27日并网发电。这是国内光伏建筑一体化项目中唯一一座兆瓦级非晶硅薄膜光伏系统。中央二套对此项目进行了采访报道。
强生光电1.05MWp光电建筑一体化示范项目建设期为2010年9月至2011年9月，是目前国内最大的薄膜电池光伏幕墙工程，也是全国光伏建筑一体化项目中唯一一座兆瓦级非晶硅薄膜光伏系统。项目根据国家鼓励薄膜电池光伏项目优先发展的相关政策实施建设，总投资2500万元，装机容量为1.05MW，使用光伏组件共计16160片，设计使用年限25年，年发电量约112万度，每年可节省等价替代标煤369.6吨，实现减排二氧化碳1051吨、二氧化硫70吨、氮氧化合物5.37吨。该项目不仅为新能源的推广以及降低光伏发电成本起到了积极的示范作用，同时也为光伏发电和风力发电联网互补的探索、非晶硅薄膜电池弱光效应的研究、光伏建筑模块的研发提供了良好的实验基地以及第一手科研数据。
据介绍，强生光电自行研发和制造核心设备，生产线成本仅为进口的20%；非晶薄膜电池产能、转换率、销售量均居中国非晶薄膜电池工厂前列，是国内乃至全世界薄膜电池组件成本最低并能盈利的工厂之一。公司已在欧洲等地建有20多处光伏电站。
2011年8月1日，中国光伏发电标杆电价终于出台：2011年7月1日以后批建的光伏项目，上网电价为1元/千瓦时。发改委的这一动作被业界视为启动国内光伏市场的壮举。统一的标杆电价必将加快我国太阳能光伏发电平价上网时代的到来。
但1元上网电价合不合理，实施企业能否实现收支平衡或盈利，近日国内光伏业界对此议论纷纷、看法不一。作为企业，强生认为，光伏发电1元上网电价符合中国国情，也是可能和可行的。1元上网电价不仅是一个恰到好处的价格，同时对光伏企业、新能源投资企业是一个机遇，更是一个成本上的挑战。
电价仍有待细化
由于光伏发电受光照时间影响，各地年发电量不一，同时地面和屋顶系统建造成本不一、自发自用和并网输电的投入和收益也不一。电价补贴政策有待进一步细化。
对于全国统一的1元标杆电价，国家有关部门可否针对不同地区、不同建设方式（地面和屋顶），实施与风电类似的分类电价。从国内光伏发电项目实施情况看，以1兆瓦电站为例，西北地区晶硅电站年发电量140万度左右，薄膜电站可达150万度，以后逐年有一定衰减。而东部、中部地区，有效光照低于西部地区，薄膜电站年发电量在100万度左右，晶硅电站应在90-92万度左右，比西北地区少了1/3的发电量。按1元/度上网电价计算，年发电收入少了50万元，如以25年使用寿命计算，即要少收入1250万元。但在西北地区大规模建设光伏电站又面临一个电力输送能力和电网建设速度的瓶颈。因此，我们认为，“十二五”期间，我国光伏发电要采取西北地区建设地面电站和东、中部地区建设地面和屋顶项目并举的策略。
“十二五”过渡期间，在国家光伏补贴政策暂没有分区、分类的情况下，地方政府能否根据各地区的实际发展情况，给予不同的补贴政策。如江苏省2011年地面光伏电站上网补贴政策为1.40元/度，明年能否定为1.20元，其中0.20元由地方政府补贴。这对在东部地区大规模启动光伏项目、缓解一些地区用电紧张状况将大有裨益。
配套政策很关键
在实施上网电价过程中，政策配套非常重要。其中，解决投入资金和利息是核心问题。建设光伏项目投入大，银行利息所占比例也很大。
以在沿海地区建设1兆瓦薄膜电池光伏电站为例，若投入1100万元， 其中20%为资本金、另需向银行贷款880万，而这880万贷款利息，是能否实现1元上网电价的关键。沿海地区每兆瓦光伏电站年发电量100万度，发电收入为100万元，贷款按6.5%年息计算，即要支出57.2万。如利率上浮到8%，则每年需支付利息70.4万元，再加上土地占用费、电站维护费、线路维护费等约10万元，支出则达到67-80万元，而收入只有20-30万元，据此测算，回收期将在25年以上。
另外，国家对光伏发电的银行利息要有专门政策，希望对光伏贷款能实行与建设火力发电厂、高速公路、铁路等基本建设项目同等的优惠贷款利息；另一方面，建设光伏发电工程投入较大，希望政策明确具体由哪些国有银行支持。
根据欧洲太阳能贷款模式，项目公司在取得建设批文后，银行给予30%的启动贷款，在建成上网发电后再给予50%（合计80%）的专项贷款，业主以上网电费还本付息。
同时各地电网公司，尤其是基层电力公司，对建设光伏项目的认识，要统一到发展新能源、缓解用电紧张这一大局上来，不仅要在上网审批手续上更加简便、快捷，在电网接入线路等费用上也要综合考虑，以减少光伏项目的总投资。
另外，希望地方政府对建设地面电站的滩涂、丘陵、荒地、闲置用地等项目使用土地的租金能给予最大优惠，对建设自发自用的屋顶项目，发挥有效的宏观调控作用；各类设计、评估、监理、检测等中介部门更要给项目开辟绿色通道、减少收费。
企业理性前行
我们算过一笔帐，在西北地区建设非晶硅薄膜组件光伏电站，每瓦投入可控制在13元，使用晶硅组件约需15-15.5元。原因是西北地区电网接入费用、运输费用、施工费用等高于沿海地区。按每兆瓦薄膜电站25年可发电3450万度计算，回收期在12年左右；而在沿海地区建设同样规模的地面电站，非晶薄膜电站建设成本约需11-12元/瓦，按照25年可发电2400万度计算，回收期18年左右，如地方政府有0.20元/度补贴，则回收期可缩短至14年。
由于光伏组件种类不同，企业成本控制不同，因而销售价也不同。在系统集成方面更是各显其能，成本相差很大。以强生光电为例，非晶薄膜电池生产成本今年可控制在5.50元，销售价可在6.30元以内，明年计划将组件成本降至4.80元以下，2013年要降至3.80元（含税）。系统建设上，强生在国内有单独建设和与电力公司合作建设光伏电站项目的实践经验，在国外也参与了多个电站建设项目，另外使用水泥立柱制作的支架（已申请专利），不仅牢固、耐侵蚀，而且最关键的是成本低，每瓦支架成本可在1.50元以内，与晶硅组件支架成本相近，这弥补了薄膜组件转换率较低导致支架成本增加的缺陷。组件和支架成本的有效控制，为系统成本降到1000万元/兆瓦创造了条件。2013年强生薄膜组件销售价将控制在4.50元以内，整个地面电站系统可降至9元/瓦以下，回收期也可从目前的12年降到8年。
不过，现在仍有很多公司对非晶薄膜电池的性能有怀疑。其实，非晶薄膜电池已有50年历史，安装近30年的发电经验。电池效果好不好，关键在于企业生产组件的品质好不好。以强生为例，在欧洲和东南亚已成功建设了20多个兆瓦级项目，同时，组件前五年由公司提供质保，后20年由全球最大的保险公司慕尼黑再保险公司给予质量承保，组件如有问题由保险公司赔偿。
因此，应对1元电价的挑战，更需要企业自身努力，在降低成本上狠下功夫。风电装备发展之路很值得光伏企业借鉴。10年前，1兆瓦进口风机需3000多万，而现在国产的只有500万，降低了80%。风电投入逐年降低的例子，生动说明光伏发电成本仍有降本空间。另外，如何降低光伏发电成本，专家也表示，要加大薄膜电池技术水平研发和产业化技术集成与创新，以及相关产业链的基础建设。
据行业内预测，光伏发电在5至10年内能实现平价上网，而我们更坚信，只要各方共同努力，1元上网电价不仅是完全可行的，而且与火电同价的时代将提前到来。
