太陽能標桿電價明確產業發展前景

    國家發改委明確太陽能光伏發電上網電價政策，令光伏發電有了統一的上網電價標準。我們認為，其政策意義遠大于實際意義。

其政策意義就在于，一個固定的上網電價政策有助于建立長期明確的規劃，讓所有的光伏企業、投資者或其他參與方能明確判斷光伏產業的發展前景，從而有信心進一步向這一領域投資。但這一政策是否能真正改變我國光伏企業對國外市場過度依賴的局面，促進光伏產業的快速發展，還要看后續地方政府根據基準電價制定的具體補貼政策。

從德國的經驗看，上網電價政策的推出，的確成為光伏應用市場正式啟動乃至蓬勃發展的標志。2000年，德國政府頒布并實施了《可再生能源法案》，對光伏發電實施0.99馬克/千瓦時的上網電價。2004年，德國政府又對《可再生能源法》進行了修正，規定給予不同的太陽能發電形式為期20年0.457-0.624歐元/千瓦時的補貼，上網電價每年按照一定比例遞減。由此，德國的光伏市場呈現出爆發式的增長，2006年以來新增光伏發電裝機容量一直處于世界前列。

8月1日，國家發改委發布《關于完善太陽能光伏發電上網電價政策的通知》。通知要求，2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投產、發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時1.15元(含稅，下同)；而2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除西藏仍執行每千瓦時1.15元的上網電價外，其余省(區、市)上網電價均按每千瓦時1元執行。今后，發改委將根據投資成本變化、技術進步情況等因素適時調整。

具體分析此次我國太陽能標桿電價政策(詳見附表)，我們認為，當前的標桿電價水平對光伏發電企業和項目具有較大的成本控制壓力，短期內并不像預期的那樣樂觀。

在未考慮光伏電力輸送成本及其他電網服務成本的前提下，并且在未考慮貨幣時間價值的情況下，按并網光伏系統年有效利用時間為1500小時計算，測算出并網光伏度電成本為1.26元/kWh左右，高于當前所確定的標桿電價水平。進一步考慮光照和人力成本等的差異，東部省份的運行成本有可能更高，而西部包括西藏、內蒙古、青海和寧夏等地區則可能實現少量盈利。

目前光伏產業采取的是復制當年確定風電上網電價的做法，即通過招標來考量光伏企業的成本底線，再據此確認光伏上網電價的合理區間。由于之前有敦煌項目招標電價——1.09元/千瓦時的先例，再加上國內少數薄膜電池企業已能承受1元/千瓦時以下的上網電價，因此，此次標桿電價的確立將起到汰弱留強作用，會讓企業更注重成本的控制。

短期內，最為直接的效果就是將促使已核準的項目為了追求較高的標桿電價水平而加快建設進度，從而掀起一波快速建設的浪潮，會相應促使光伏行業的產能釋放，有利于行業的收入增長，短期有望迎來階段性投資機會。

從長期來看，由于所確定的標桿電價水平低于大部分企業的盈利水平，有可能加速行業的洗牌，同時促使企業加強成本控制，并推進技術升級水平，對行業將產生長遠的推動作用。另外，考慮到太陽能電池的不同技術路線，總體投資規模較低的太陽能薄膜電池，有望隨著技術的升級逐漸增加其在整個行業中所占的比重。