這已經是第二次如此大規模的討論光伏上網電價問題了?！赌茉础冯s志記者了解到，國家發展改革委目前已將標準初步定在1.1—1.2元，比敦煌招標項目的1.09元高出了0.1元左右，但這個方案仍在內部討論當中。

半年前，甘肅敦煌10兆瓦光伏項目通過招投標形式，確定了1.09元的“標桿電價”，原以為以后的光伏項目都按此標準。然而，時隔半年，又傳出了提高定價的消息。對于原來的定價，國家相關主管部門一位不愿具名的權威人士對《能源》雜志記者說：“當時只是說敦煌項目‘有標桿意義’，1.09元的‘標桿電價’之說是一種誤讀。”

至于緣何重新定價，上述人士稱是“國家能源局和國家發展改革委相互協調的結果”，起因是經過對項目調研得出了企業微利的結論。

但是，無論哪一個是真正的“標桿電價”，有一點是很明確的，即光伏定價的重要意義。光伏上網電價一旦確立下來，那么，解決光伏上網瓶頸就邁出了第一步，從而才會有后面各個環節的跟進，實現整個產業的有序發展。

1.09元是一種誤讀？

敦煌項目的招投標應該說是第一次在全國范圍內探討光伏上網電價問題，業界都將其看成光伏產業正式啟動的一個信號，而招投標的價位也同樣被視為光伏上網電價的風向標。從競標者的名單就能看出端倪，幾乎囊括了國內光伏產業最領先的企業，據統計，競標申請者曾達到了50家，參與最終競標的也超過了30家，其中不乏一些強強聯合體，比如，國投電力與天威英利、中廣核與蘇州百世德、無錫尚德與中國節能的聯合體等等。

一波三折。招投標現場竟然傳出了0.69元的低價位，很多人稱之為“攪局”。自然，報出這個低價的國投電力與天威英利第一個被淘汰出局。

經過了幾個月的競標、篩選，最終選定了中廣核集團與比利時Enfinity NV集團、江蘇百世德公司組成的聯合體，其投出的1.09元也隨即成為人們眼中的“標桿電價”。

然而，此“標桿電價”的地位僅僅坐了半年，第二輪關于新的“標桿電價”的討論驟然形成。

“1.09元并不是‘標桿電價’，這是很多人的誤讀。當初招投標時只是稱甘肅敦煌10兆瓦光伏項目具有標桿性的意義。”這種解釋讓業界更加關注起敦煌項目的進展。

“敦煌項目進展很緩慢，已經進行了初步測算，能達到8%的微利。但是必須要提出的是，這個項目是在西部戈壁灘中，如果是在東部，肯定連微利也達不到。”采訪中，全國工商聯新能源商會研究員李雷對《能源》雜志記者說。

或許重新調價的緣由正在于此。“企業認為1.09元這個價格有些低，接受不了；也由于國家發展改革委和國家能源局的價格測算方式不太一樣，為了達成一致的意見，這幾個月也一直在協調。”某不愿具名的相關人士如此解釋。

“1.1—1.2元是國家發展改革委到西部去調研的結果，統一的光伏上網電價是一定要出的，只是時間的問題，這次開始做草案了，現在透露出1.1—1.2元的價位只是吹風，想看一下行業內的反應，畢竟規劃沒出臺還可以隨時修改，一旦定下來就很難再改了。”上述人士說。

然而，對于這個價位，很多企業稱還是無法盈利。“我們專門做了一項針對光伏企業的調研，尚德提出要在1.5元左右才能盈利。多數企業的報價都是1.5—2元。”李雷說。

當然，也有一些企業表示可以接受1.1—1.2元的定價，中晶光伏董事長王天琪接受《能源》雜志記者采訪時就表示：“1.1—1.2元最適合目前光伏產業的市場定價。當上游企業把硅材料定為每公斤400元的時候，其利潤空間還有50%以上，所以沒有影響。我們公司擬定的上網成本價為0.115元，加上利潤稅金價格在0.8元每度左右，還有相當大的利潤空間。”

報出低價的還有英利集團，對此，《能源》雜志記者得到的解釋是，英利涉及整條光伏產業的鏈條，由于沒有中間商，節省了很多流通費用，并且英利一直致力于技術改良。但是再低也無法實現其報出的0.69元而不虧損。

無論是中晶光伏還是英利，這畢竟是個案。更多的企業傾向于尚德報出的1.5元，按照這個價格，設備制造商會有大約10%的毛利，電站運營商會在20—25年的運營期內保證至少8%的內部收益率。

“對企業來說，1.5元以上才有盈利的空間，但是達到這個價位的可能性不太大，現在大家都是在估算。一旦定下來，將會有一個很好的市場預期的收益，對整個項目的設計和規劃都會有很大好處，但是對市場有多大的促進作用也很難說。因為在此之前大家都知道必定要出價格政策，所以，在這個價格政策出來之前就已經搶占資源，只是現在更明確了，把大家心里的問號拉直了而已。” 中國資源綜合利用協會可再生能源專業委員會執行副主任馬玲娟對《能源》雜志記者表示。

一刀切還是分區定價

“目前，業內存在兩種聲音，一種認為全國一刀切統一定價，另一種則認為應該像風電一樣分區定價。”李雷說，除了價位，如何定價也是當前爭論的重要問題。

“目前還沒有考慮分區定價的問題。”國家能源局可再生能源司副司長史立山對《能源》雜志記者說。

但是，采訪中，幾乎所有的企業和專家都在講述著分區定價的好處。

李雷說：“1.1—1.2元只能在西部那些比較荒涼的地方運作，因為西部有規模優勢，如果在東南沿海這個價位就會虧損，必須要達到1.4—1.5元。企業的愿望是像風電一樣分區域定價，一旦全國統一電價，勢必會形成西部微利、東部虧損的形勢，那就降低了企業在東部發展光伏的積極性。”

并且，李雷稱，我國的電力消費市場主要在東部沿海地區，雖然西部地區太陽能資源豐富，地域廣闊，也適合規模化發展，但是要長距離輸電才能到東部，況且光伏上網一直是光伏產業發展的瓶頸。如果光伏電站就建在用戶群附近，即東部沿海地區，發了電就能用，將省去長距離傳輸的環節。

“一不會造成資源浪費，二不用長距離輸電。西部建電站只是為了產業發展考慮，如果按需求原則，就必須要在東部建電站。現在中部也慢慢發展起來了，再由東部擴展到中部。需求才是產業發展的動力。”李雷說。

王天琪董事長也提出，分區定價比較合理，應該根據光伏電站的具體建址、環境等因素分別確定各地電價，一刀切的統一定價不太符合中國國情。

受到業內推崇的風電上網電價即國家發展改革委2009年7月發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，其中規定，按風能資源狀況和工程建設條件，將全國分為四類風能資源區，相應制定風電標桿上網電價。四類資源區風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

分段定價趨于合理

除了分區定價，分時間段定價的模式也受到推崇。

“一要分區，二要分段，兩者結合才是最佳的定價模式。”李雷說，全國工商聯新能源商會一直在力促太陽能產業，尤其是光伏產業的發展。

何為分段定價？

李雷解釋說，分段定價即為按照不同的時間段制定不同的價位。比如，今年的定價是1.5元，明年降為1.4元，后年降為1.3元。這樣就能保證企業在每個時間段都是盈利的。不僅如此，還要給企業以壓力，企業如若不進行技術革新，就造成其盈利空間越來越小，企業的壓力也就越來越大。這也是一種變相地迫使企業增加產業規模、進行技術革新的手段。

其實，這種分時間段的模式，江蘇省已經開始實行。

近期，江蘇省出臺了一部橫跨三年（2009年—2011年）的《新能源產業調整和振興規劃綱要》，其中涉及太陽能光伏、風電、核電和生物質能四大產業，但著墨最多的還是光伏產業。按照預測，江蘇省新能源銷售收入將從2009年的1800億元遞增到2011年的4500億元，三年大增1.5倍。其中光伏產業將占3500億元，比重為77%，太陽能電池及組件還將形成每年10000兆瓦（即10GW）的生產能力。

而這份振興規劃的亮點就在于分時間段定價的模式，提出以此模式，全省到2011年將實現光伏并網發電由每千瓦時2元以內盡早達到每千瓦時1元的目標。

除此之外，江蘇省還提出將“推動設立省光伏發電專項資金，主要對光伏并網發電電價、光伏發電示范推廣工程給予補貼，引導和鼓勵省內光伏企業投標競爭國家光伏發電示范項目，積極拓展國際、國內市場”。

對于江蘇模式，王天琪也表示認同，他說：“中國光伏產業的發展不僅僅在于上網電價的定位問題，而是在于如何扶持產業健康發展的引導政策和扶持的力度。如果政策支持的力度較大，推廣應用的范圍較為廣泛，中國的光伏產業的上網電價還可以降低。在近十年以內，完全可以做到0.8—1.0元的價位。這個定價可能就是我國發展光伏電力的指導價格和實用定位價格。”

分段定價的合理引導模式，在法律先行的德國不僅成為現實，而且以法律的形式固定了下來。

中國可再生能源協會副理事長、光伏分會主任趙玉文就很推崇德國的模式，尤其是2004年德國實施修正《上網電價法》以后，按照法律規定，每年上網電價必須下降5%。也正是從那一年起，德國一躍成為世界光伏市場和光伏產業發展最快的國家，并拉動了其他國家光伏產業的發展。

據趙玉文介紹，德國《上網電價法》遵循四條基本原則：必須上網；電力部門必須收購；《上網電價法》實施超過20年；近期上網電價每年降低5%。

自此，2004年德國的上網電價為每千瓦時0.457歐元，2007年就達到了0.3796歐元，2009年則將為0.31歐元。由此可見，從2004年到2009年五年間就降低了32%。

同時，市場拉動產業，從而創建了極具活力和快速發展的光伏工業：光伏電站快速發展；光伏發電成本持續降低；逐漸建立起可持續發展的能源體系。

由此可見，雖然我國的光伏產業很大，但光伏發電還很弱小，只是初露端倪，制定出一個合理的能夠顧及各個環節利益的光伏定價將影響到整個行業的可持續發展。國家相關部門應該動態地去看待這些問題，而不是匆忙制定出一個光伏上網電價，畢竟一旦制定，再推翻將是很難的事情，像敦煌那樣的誤讀也只是個例而已。