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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。”
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