分區域定價優于固定上網電價

        盡管敦煌10兆瓦光伏并網項目的上網電價通過招標形式定在了1.09元/千瓦時，但國內多個已經并網的項目建設方昨天告訴《第一財經日報》記者，該價格無法反映企業的投資回報情況，需要提高價格才能盈虧平衡，他們的建議是光伏電價是每千瓦時1.2元～1.4元之間。

        無錫尚德太陽能能源工程有限公司總經理雷霆則對本報記者表示，今年無錫尚德要投產并網的項目有100兆瓦以上。

        寧夏發電集團有限責任公司副總經理王順祥對本報記者表示，去年該公司投資的寧夏太陽山10兆瓦光伏項目并網后，公司今年會投產總計90兆瓦的光伏并網項目。

        此外，浙江、江蘇等多個地區的并網項目也會在今年逐一投產。中國可再生能源學會副理事長、光伏專委會主任趙玉文估計，今年的并網量可能在300兆瓦以上。

        “并網量很大，國家應早一點定價。”王順祥表示，目前希望把光伏上網電價定在1.3元～1.4元/千瓦時，這樣算是能保本。

        無錫尚德對于其投資建設的寧夏石嘴山10兆瓦并網項目電價建議是1.3元/千瓦時。正泰太陽能一位內部管理層則告訴記者，他們也有一個10兆瓦的并網項目，希望電價能定在每千瓦時1.2元～1.3元之間。

        王順祥說，敦煌項目招出的“1.09元”是偏低的，“光伏電價與初期投資、發電利用小時兩個因素有關，特別是后者的影響很大。”

        發電利用小時與太陽能資源、電站運行方式、系統各部件的效率、系統可靠性(電網質量、灰塵等)都有關。如果利用小時數高一些，電價便宜一點也沒關系，但王順祥認為，從寧夏發電集團已并網運行項目的一個季度記錄來看，西部地區能達到每年1800到2000利用小時是很難的。招商證券[28.52 -0.56%]分析師汪劉勝告訴記者，低于2000利用小時的話，電價也就不可能做到1.09元。

        另外，制定一個合理的電價也要考慮上網的電量損失，“從直流電到逆變器再到變壓器，線路電量損失有10%～20%。所以，我們1.3元到1.4元只能說是在去除維護、投資成本以及人員工資之外，達到保本。”王順祥說。

        就初期成本投資來看，東方證券研究員鄒慧告訴記者，一個投資10元/瓦的電站，相比20元/瓦的電站，確實會有很大的差距。目前普遍的投資成本是在20元/瓦。“假設電站的投資在每瓦10元，電價就基本可以降低到0.8元/千瓦時甚至更低了。”

        前述電站投資企業的管理層建議，國家可先出一個“臨時電價”，電站建設方可先從電網公司那里拿到一些電費，未來電價走低的話，電站企業就對電網公司實行“多退少補”。因為畢竟太陽能電站所需要的材料成本和設備如逆變器、變壓器的價格都可能逐步走低，“固定上網電價”確實不太容易確定。

        無錫尚德一位管理層表示，出臺臨時電價的可能性并不大，他還是期待今年出臺一個固定上網電價。

        該管理層說，政府可能會通過多個招標項目找出一個合理的電價，最終確定固定上網電價。當然每個地區的日照小時數、電站形式(如建筑光伏一體化項目、地面系統)、投資成本等不一樣，全國出一個“一刀切“的固定電價也不太可能，合適的做法是分區域定價。韓國的光伏上網電價就是在0.42到0.63美元/千瓦時之間，而意大利也是在0.36到0.476歐元/千瓦時。