文/经济学与公共政策学者，中国国务院研究室副司长
我国光伏产业面临严峻形势，既有国际市场需求减弱的影响，也与国内政策不配套导致的需求不足直接相关。当前，应通过扩大国内市场需求，消化现有光伏产能。适时调整政策，鼓励小规模、分布式光伏发电；在补贴总量有限的情况下，优化光伏发电的补贴政策；发展灵活、开放、安全的智能微电网，为光伏发电提供高效便捷的接入和结算服务；完善各部门协调机制，促进光伏产业摆脱困境。
一、光伏产业面临的严峻形势
近年来，在国际市场带动下，我国太阳能光伏产业快速成长。到2011年底，光伏组件年产量达2100万千瓦，约占全世界当年安装量的70%，连续四年位居世界第一。但是作为一个高度外向型产业，光伏产业受全球经济衰退影响，面临着前所未有的挑战。
自2011年下半年开始，我国光伏行业整体盈利能力急剧下降。2012年一季度，在国外上市的十家主要企业亏损6亿多美元。今年上半年，A股光伏企业超过八成业绩下降。资本市场看空光伏行业，债务负担沉重。截至今年上半年，我国最大的10家光伏企业债务累积超过1100亿元人民币。无锡尚德、江西赛维等骨干企业在纳斯达克的股价已跌至1美元以下，面临着退市、破产的风险。贷款逾期现象普遍，仅国家开发银行2009年以来给光伏企业的信贷规模就超过了2600亿元，由此带来的金融风险亦不可小视。
我国光伏行业陷入生存困境，原因是多方面的。一是严重依赖国际市场。2011年我国光伏产业实现销售收入280亿美元左右，其中出口额约258亿美元，对外依存度维持在90%左右，主要出口地为欧盟、美国、澳大利亚、日本等。随着美国“双反”惩罚性关税出台以及欧盟对华“双反”调查启动，我光伏组件在国际市场的份额已大幅萎缩。二是国内光伏产能增长过快。自2009年下半年起，国内光伏组件生产商开始扩产，到2011年底全国总产能约4000万千瓦，而当年全球光伏市场安装总量仅2800万千瓦左右。全国光伏产能一半以上闲置。尽管如此，仍有100多个城市提出打造光伏产业基地，10多个城市提出打造双千亿光伏产业基地。三是国内市场尚未有效启动。2011年，国内光伏市场安装量220万千瓦，仅是全部光伏电池产量的10%左右。
二、国内光伏市场的突出问题
当前，欧盟的反倾销裁决可能很快出台，大多数企业已到了生死存亡的边缘。有关部门和地方政府出台了财政、金融、税收等措施进行救市，虽然会有一定效果，但对于规模巨大的光伏产业来讲仍嫌不足。在这种形势下，唯有大幅度扩大国内市场需求，才是缓解全行业困境的根本出路。
我国大规模开展光伏应用的优势明显。全国太阳能丰富地区占陆地面积的2/3，资源潜力远优于欧洲。光伏发电的经济性不断改善。“十一五”以来，光伏组件价格平均每年下降25%，从2006的30—35元/瓦，降至2012年5—6元/瓦。在资源条件较好的地区，光伏电站的发电盈利点已普遍低于1元/千瓦时，将业界的预期提前了10年左右。国家高度重视光伏产业。建立可再生能源基金、实施“金太阳示范工程”、“建筑物屋顶光伏”等补贴光伏发电。截至2011年底，我国太阳能发电装机约300万千瓦，规划到2020年达到5000万千瓦。尽管如此，大面积推广光伏发电仍面临着多方面的制约因素。
第一，指导思想上的问题。光伏发电仍然延续了风电 “大规模、高集中度开发，远距离、高电压输送”的思路，把开发的重点放在西北荒漠地区。西北五个省光伏发电装机185万千瓦，占全国的60%以上，主要都是大型光伏电站。西北虽然风光资源丰富，但本地市场消纳空间有限，要用特高压远距离输送到一、两千公里外的华东、华中使用。由于太阳能发电具有随机性、间歇性的物理特性，年发电等效利用小时数只有火电正常情况下的1/4左右，大规模集中开发给电网调度运行增加了困难。加上输电线损和变损，电网购买这些新能源是很不经济的。从能源利用的一般规律看，分散稀薄的能源应当分散利用，如果集中利用代价会比较大，风电、太阳能发电就属于这种情况。欧美实行“小规模、分布式，低电压、就地分散接入系统”的模式，满足了大部分新增电力的需求。这种模式对电网主频率和电压等重要参数的影响甚小，更符合风电、光伏发电的特性和目前技术水平。
第二，补贴效果不够理想。
一是金太阳示范工程。这一工程从2009年开始启动，对并网光伏发电项目按光伏发电系统及其配套输配电工程总投资的50%给予补助，偏远无电地区按总投资的70%给予补助，三年累计使用补贴资金约100亿元，有力支持了身处困境的光伏企业。但是，由于补贴办法是按申报事先拨付资金，很难控制设备质量和工程建设质量，实际并网规模、电站质量，特别是最为关键的发电量难以达到申报水平。补贴并未有效拉动光伏产品需求。
二是可再生能源电价附加。2011年，国家发改委发布了首个全国统一的太阳能光伏发电上网电价补贴政策，每千瓦时补贴至1.15元或1元。即：超出常规火电上网标杆电价的部分，由销售电价中加收的可再生电价附加基金支付。可再生能源电价附加的标准，从最初的2厘/千瓦时，提高到2009年11月的4厘/千瓦时，2011年12月提高到8厘/千瓦时。按现在标准，理论上每年应收可再生能源基金约300亿元，由于各种减免政策政出多门，征收过程管理不规范，现基金实际年收入不到200亿元。这些钱将主要用于风电补贴，约180亿元，其它用于电网接入系统工程、生物质能发电、垃圾发电、光伏发电等，总量严重不足。目前基金补贴大量拖欠，风电只补到2010年第四季度。光伏发电能够使用基金的数量较少。
第三，缺少智能电网技术的有效支撑。在发达国家，智能微电网是为了适应多种电源形式、分布式能源（风、光等新能源和页岩气）发展，在用户侧兴起的电网建设和运行模式，国际科技界谓之“第三次工业革命”。它以现代互联网为代表的信息和控制技术为基础，以最大程度利用不稳定供能的新能源为目标，具有高度的灵活性、可接入性和安全性，能够满足用户兼具发电和用电的特性。譬如，美日欧大规模实施屋顶光伏计划，很多家庭白天用屋顶光伏发电，除满足自己使用，多余电力可以卖给电网；不足则从电网买电，形成了千家万户、星罗棋布使用光伏的格局。国外这些分布式电源点也正是中国光伏产品的主要客户，德国、意大利2011年光伏分别建成750、900万千瓦，主要是屋顶项目。我国按照1995年通过的《电力法》，“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”。除了电力公司其它机构不得出售电力。这一规定显然落后于现代电力发展的趋势。近年来，国家有关部门和电网企业着力开发智能电网，主要目标是满足电力大规模、集中、远距离输送的需要，对如何向微网、分布式能源开放尚未提上日程，这在很大程度上制约了光伏产品在中国的使用。
三、开拓国内光伏需求的思路
我国光照资源丰富，光伏产品成本较低，国家政策大力支持。在外需不足的情况下，适时启动内需，时机已经成熟，条件基本具备，以下措施似有利于启动国内光伏市场。
第一，调整光伏发电发展思路。大力发展小规模、低电压、近消纳、直接接入配电网系统的分布式光伏发电。从投入产出效益和经济性、电网安全性出发，今后不宜在西部大规模开发光伏发电项目。在各地实施“屋顶光伏”计划，鼓励从事光伏发电的企业、工业园区、商业单位和家庭“自发自用、多余上网”。
第二，优化补贴资金使用。光伏发电与常规能源相比经济性较差，还不具备竞争力，补贴规模决定了发展规模。要通过优化资金使用，以有限的补贴带动尽可能多的光伏发电。通过合理的制度安排和竞争机制，促进光伏发电成本不断下降，最终达到与常规发电可以竞争的水平。
一是建立光伏发电补贴的稳定来源。充分发掘现有政策潜力，取消各地自行出台的可再生能源电价附加减免政策，加强征收和使用各环节的管理，做到应收尽收。仅此一项一年可以增加可再生能源基金近200亿元，可专项用于支持光伏发电。原来基金中用于风电、生物质能补贴的金额可以基本不动。
二是改变补贴方式，放大带动效应。将光伏发电补贴方式，从补贴装机改为补贴发电量；从补贴发电端改为补贴用户端。补贴发电量可以避免虚报装机、以次充好。补贴用户端相当于直接替代销售电价水平，可以比补贴发电端提高效率数倍。譬如，目前光伏发电上网电价为每千瓦时1元，西部省份火电上网标杆电价普遍不超过0.3元，光伏发一度电国家要补贴0.70元左右。如果要维持这么大的补贴幅度，需要连续大幅提涨销售电价，这是我国目前经济社会难以承担的。我国东部和中部地区工业、商业用电实际价格水平在每千瓦时0.8～1元左右，如果每千瓦时补助他们0.2—0.3元，他们就有积极性采用分布式光伏发电。在西部发电端花0.70元只能补贴1千瓦时，到东、中部用户端同样的价钱可以补贴3～4千瓦时左右。
三是统筹集中使用光伏补贴资金。统一使用可再生能源电价附加基金中的光伏补贴、财政资金中用于“金太阳工程”和“屋顶光伏计划”的资金，一年可以达到近300亿元。这些资金如完全用于售电端补贴，按每千瓦时补贴0.2—0.3元计算，每年可补贴光伏发电量1200亿千瓦时（去年全国光伏发电量为20亿千瓦时），相应装机1.2亿千瓦，是现有光伏装机的40倍，可以有效释放现有光伏产能。
四是通过招标竞争降低光伏补贴成本。光伏补贴是公共财政资金，为达到补贴效益最大化，建议在全国范围内对光伏发电的业主进行补贴招标，选择最低补贴的企业中标。这一措施有利于通过竞争淘汰光伏产业中的落后产能，同时西部地区由于单位电量补贴较高将难以中标，可以限制在远离电力负荷的地区发展光伏发电。
第三，建设灵活、开放、安全的智能电网。电网要利用现代信息技术，为分布式光伏发电提供高效便捷的接入、结算服务。在完成电力市场化改革前，要按照国务院要求，全面实施节能发电调度办法，优先、全额调度光伏发电上网。适时修订《电力法》，取消“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的规定，为分布式光伏发电上网扫清法律障碍。
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