“西北部的甘肅、寧夏等區域太陽能資源豐富，但是電網較為薄弱，已存在風電棄風問題，因此要在政策上提前規劃，避免大型光伏電站‘棄光’發生;而對于分布式光伏發電，為了電網的安全考慮，目前更鼓勵自發自用。”國家電力科學研究院新能源研究所副所長劉純在談到國家發展改革委日前下發的《關于完善光伏發電價格政策通知》意見稿時，發出了與眾不同的聲音。

劉純向記者表示，盡管許多業內人士認為《意見稿》是在給光伏產業潑冷水，但從更長遠的角度分析，該《意見稿》具有很強的調控和指導意義，意在引導我國的光伏產業走向理性、平穩、健康和可持續的發展道路。

引導光伏發電區域均衡發展

細看《意見稿》，最引人注意的是，與以往全國除西藏地區外統一上網電價的政策不同，《意見稿》根據各地太陽能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類太陽能資源區，并制定了相應的標桿上網電價，分別是：青海海西、海北、果洛、玉樹Ⅰ類資源區上網電價為0.75元/千瓦時;新疆、寧夏、內蒙古、青海西寧等Ⅱ類資源區為0.85元/千瓦時;北京、天津、黑龍江、河北承德等Ⅲ類資源區為0.95元/千瓦時;其他地區仍然為1元/千瓦時。

“分類上網電價的推出，是最大的進步。”中國可再生能源學會副理事長孟憲淦告訴記者，自2006年實施《可再生能源法》開始，分類上網電價的呼聲一直很大，而此次《意見稿》不僅明確了各類別的上網電價，還明確了20年的補貼期限，其實就是明確了光伏發電市場開拓的幾個關鍵條件——價格和運行的時間，利于投資者計算投資規模和回報期。

另外，分資源區的光伏上網電價是爭議最大的地方，外界普遍認為該電價低于市場預期。對此，劉純認為應該讀懂價格背后的政策導向。他指出，光伏發電需要國家的財政補貼，稱得上是一個昂貴的產業，如果把一個本身就昂貴的產業再補貼到暴利的程度，有悖于常理。

但0.75~1元的上網電價真讓光伏電站開發商無利可圖嗎?并不盡然。劉純表示，在光伏產品價格明顯下跌的背景下，按照《意見稿》的上網電價折算，光伏發電的成本回收期應在10~15年。“相較于電力其他領域，如火電、水電、風電等，10~15年的投資回報期已經算快的了。”對比四類地區，不難發現Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類資源區之間的上網電價分別相差1毛，而Ⅳ類與Ⅲ類地區之間僅相差5分錢。“Ⅳ類地區的光伏資源與其他地區相差近乎一倍，而上網電價卻相差無幾，這很明顯是要減少在東南沿海地區發展大型的光伏電站。”劉純表示，價格背后的另一個政策導向是，推動我國可再生能源走出重點區域，向更大區域均衡發展。

以往除了西藏以外，我國其他地區的標桿上網電價實行統一的1元錢，因此光伏開發商都集中在光照資源好、盈利空間大的青海、甘肅等地區。有資料顯示，我國并網的光伏發電中，將近2/3都集中在青海、寧夏和甘肅。這些地區本身已經存在風電棄風痼疾，一旦再繼續大規模上馬光伏發電項目，“棄光”也將在所難免。而階梯式的上網電價可以讓區域間的盈利潛力相對均衡，從而引導光伏電站向Ⅱ、Ⅲ類資源區轉移，有利于科學能源規劃。

鼓勵分布式光伏發電自發自用

自2012年國家能源局發布《可再生能源發展“十二五”規劃》開始，許多人就對分布式光伏發電蠢蠢欲動。不過，此次《意見稿》中0.35元/千瓦時的電價補貼顯然會打擊到他們的積極性。

“其實，政策的意圖很明顯，更加鼓勵分布式光伏發電在工商用電單位的自發自用。”這一點，孟憲淦和劉純達成了共識。由于分布式光伏發電頻繁的大容量接入電網，會對現有的電網安全運行造成沖擊，也會導致分布式光伏電站附近的電力用戶用電可靠性下降，歐洲一些國家已經得到了類似的教訓。因此，出于對電網的安全性考慮，目前政策更鼓勵工商用電單位的分布式光伏發電。

更為重要的是，與居民用電相比，商業用電價格更高，有些地區電價甚至超過了1元，在自發自用的前提下，再加上每度電補貼的0.35元，利潤空間不容小覷。

不過，需要注意的是，根據《意見稿》，自發自用電量補貼0.35元/千瓦時，余電上網電量則執行當地燃煤發電標桿上網電價。

因此，把握好光伏裝機的度非常重要。劉純表示：“如果裝機容量和用電負荷相匹配，是非常劃算的。但如果裝機量超過自身負荷，用不了的上網，則是虧本買賣。”