“要从传统能源转向可再生能源，这已经是全球的共识了，无可非议。需要讨论的问题是，在现在的技术水平下，可再生能源的推进应该走多快？多少年后，能够成为主力能源？”国网能源研究院副总经济师白建华说。
他同时告诉《经济》记者，无论是风电还是光伏，年发电时间都在2000小时以下，相对动辄五六千小时的煤电，发电密度可谓非常之低。“即便是煤电，受到调峰的影响，也会变成相对低密度的。相应地，各类发电机组的装机容量会大幅增加，输配电网的投资也必然会增加。”
在中国可再生能源学会中德可再生能源合作中心执行主任陶光远看来，中国政府最明智的做法是：将每年新增的光伏装机总量保持在较低的水平，以保证光伏产业的生存，并将财政补贴向光伏的研发倾斜，促进光伏技术的发展以大幅降低成本。等到光伏发电的综合成本下降到（考虑到环境污染和气候保护的因素）煤电综合成本左右时，再逐渐增加年光伏装机总量。
一位不愿具名的业内专家也告诉《经济》记者，目前光伏产业过于看重扩大规模，反而没有考虑到核心技术的发展程度，而一旦技术路线发生变化，前期投入的沉没成本难以估量。“就可再生能源发电而言，最大的问题在于不稳定，因此，对于储能的技术要求非常高。我咨询了许多储能专家，没有人能断言，10年或者20年后，储能问题就能够得到解决。”
“光伏补贴策略确实存在缺陷”
陶光远还特别指出，尽管用光伏发电替代燃煤发电，可以大幅度减少二氧化碳的排放，但在补贴相对较高的情况下，用光伏代替燃煤并不经济。“光伏发电每千瓦时可减少大约0.8公斤的二氧化碳排放，财政补贴是约0.4元/千瓦时，折合光伏发电减排二氧化碳的成本约500元/吨；而现在，中国各个碳排放交易所的二氧化碳减排交易价格为30-60元/吨，更何况，国际碳交易的价格仅在20元/吨左右。”
这一比较遭到了国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰的强烈反对。“全球每年温室气体的排放大概400亿吨，其中二氧化碳占300亿吨，我花1500亿美元买下来，让全球的人都不排碳了，可能吗？”
李俊峰认为，发展可再生能源，是文明和进步的体现，无法用金钱衡量其价值。“美国的环境成本很高，因此煤电的成本最高；但中国一直没有把环境成本计入，导致煤电最便宜。中国应当通过税收或其他手段，把环境成本也计算在内。”
“相比光伏补贴，我倒认为，我国目前对于煤炭的补贴是个问题。”李俊峰指出，自上世纪70年代以来，美国通过严格要求燃煤电厂，将煤炭利用比例自50%压缩到30%。“访问美国的时候，我就问他们能源部门的领导：‘你们当时淘汰燃煤电厂，给补贴了吗？’他们一摊手，完全不懂我的意思。‘淘汰是企业的事情，和政府有什么关系？’”反观中国，脱硫要补贴一笔钱，脱硝还要补贴一笔钱。“什么落后补贴什么，最终酿成恶性循环。”
不过，李俊峰也承认，中国现行的光伏补贴策略确实存在缺陷。
“最开始制定价格补贴政策的时候，我也是起草人之一。按照德国的办法，其实光伏补贴政策极其简单。除了电价，政府什么也不用管。从附加费的收取到‘补贴’的发放，都是由电网自行安排。说实话，除了电网，谁也不知道具体补了多少钱。”
“本来我们是学着德国的做法，结果现在就出‘幺蛾子’了。”李俊峰说，电网把附加费交上去，相关部门重新核对发电量，计算补贴金额，再层层审批下来。“想解决这个问题，还是要回归那个简单办法，交给电网去做。”
“金改”和“电改”，光伏的两条出路
“好多人问我：‘为什么美国的光伏发电那么便宜？为什么我们做不到？’我说：‘这里边没有任何阴谋，完全是我们自己的问题。’”李俊峰告诉《经济》记者，美国目前光伏发电的售价大概在8.1美分/千瓦时（约相当于人民币0.5元/千瓦时），而直到“十三五”期间，我国的光伏发电售价才会降到0.7元/千瓦时以下。之所以存在如此鲜明的价格差，最主要的影响因素正是两国银行贷款利率水平的不同。
“美国人的融资利率是2%，而我们是8%。”李俊峰说，假设中国某发电站贷款10000元，年发电1200小时，那么，仅财务成本一项，每年就要800元，每小时的财务成本更是高达0.6元。“所以，当中国的光伏企业按照9毛钱的电价销售时，还不怎么赚钱，而美国人5毛钱就已经能赚钱了。因此，想要降低光伏发电的成本，金融体制必须改革。”
陶光远则认为，即便风能、太阳能等可再生能源的发电成本降下来了，但如果缺乏针对风光电波动性的应对办法，前路依然将会困难重重。“到了2020年，可能出现的情况是：某一个时段，风光电就足以满足电力用户的需求了。但即便如此，也不可能完全舍弃化石能源发电，否则电力系统稳定性难以保证。”这意味着，随着可再生能源的发展，2020年以后，我国的电力很可能会出现富余，引起巨大电力浪费。如何消纳波动的风光电，将是推进可再生能源深入发展所无法回避的核心问题。
解决的办法并非没有。
就在今年“两会”后不久，中共中央通过了关于电力体制改革的“九号文”，其中明确提出：要形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。
陶光远认为，市场化电价机制的建立，无疑将有助于消纳过剩的风光电。“过剩的电的价格应当是波动的，这样一来，我们的工业企业就可以使用它们。”既降低了企业生产成本，又能纾解过量的电。“德国已经开始取消光伏固定的上网电价，我们也要从现在开始，建立类似的机制。”
德国如何消纳过剩光伏电量？
有人说，在光伏发电领域，德国的“昨天”是中国的“今天”，德国的“今天”大概就是中国的“明天”。
本世纪初，出于节能和可再生能源发展的需要，德国能源署成立。时至今日，可再生能源发电量已占德国总发电量的31%，其中，光伏发电占6.9%。然而，光伏发电补贴却达到了德国可再生能源补贴总额的50%之多。
原来，在2008年，德国开始实行新版《可再生能源法》。其中规定：在未来3年之中，光伏发电的上网电价，将逐年降低8%。令德国人没想到的是，中国企业把成本降得很低，本来预计年增3GW光伏装机，结果居然达到了7GW。最后的结果是，过剩的可再生能源发电量拉低了德国某些时段的平均上网电价（甚至于出现了“负电价”）。
另一方面，由于可再生能源上网实行固定电价政策，固定电价与平均上网电价的差值一再扩大，直接推高了电价附加费用。“德国目前的平均交易电价只有3.8欧分/千瓦时，比中国目前的煤电上网电价还要低。但是，可再生能源附加费附加在每一度电上的费用却高达6.2欧分。”陶光远说。
与此同时，大规模的分布式光伏接入电网后，配电网出现了电压升高和设备过载等问题，严重时甚至影响到电网的安全稳定运行。德国不得不一边大幅削减光伏补贴，一边设法消纳过剩的光伏发电量。
陶光远了解到，德国已经设计了9项改造和扩建配电网的措施。根据德国能源署开展的配电网扩建需求研究，2030年之前，德国需要对16.1万千米线路进行改扩建，补充安装6900万千伏安容量的变压器。“德国的经验提醒我们，分布式发电措施，一定要分开，不要集中在同一个地区。希望我国能够汲取德国的教训，少走些弯路。”
