在日前召開的第四屆中國新能源國際高峰論壇上，光伏企業代表在會上幾乎是集體重申，大規模并網電站招標電價并不合理。
而此前，國家發改委能源局剛剛啟動國內第二批光伏并網電站招標。
新一輪的招標會不會重演2009年以0.69元/千瓦時搏出位的鬧劇？“平價上網”何時能夠實現？光伏上網電價競標還會走多遠？
在第二批光伏并網電站招標開閘之前，一曲交織著企業積怨和政府無奈的前奏曲率先在2010年1月奏響。
尷尬：成本倒掛
日前，國家能源局下發通知要求內蒙古、陜西等8省份上報光伏電站項目，而此次光伏電站項目裝機容量將遠高于2009年招標的第一批敦煌項目，單個項目的建設規模在10～50兆瓦之間。
一年前，敦煌10兆瓦光伏并網發電特許權示范項目吸引了三十多家國內外企業的目光，開啟了大型光伏并網發電項目“群雄逐鹿”的時代。
“一場大戰在所難免，但是今年不會出現像去年每度0.69元這樣低的不可思議的競價局面了。”中海陽(北京)新能源電力股份有限公司(以下簡稱“中海陽”)董事長薛黎明對筆者表示，0.69元/千瓦時這一超低價的背后，是金融危機低谷期消耗設備、積壓庫存的無奈之舉，也可能是為了搏出位的宣傳手段，但這個價格不具備普遍合理性。
常州天合光能有限公司(以下簡稱“天合光能”)董事長高紀凡對于招標電價頗為鬧心。“招標本身就是個提高成本的過程，而通過招標、價低者得的定價模式形成了成本倒掛，不利于其他企業以至整個光伏產業的健康持續發展。”高紀凡一再重申，新能源還處于發展初期，價格上應該要保證健康成長的價格定位和合理的利潤空間。
究竟什么樣的價位才被企業視為“合理”？
“1.09元/千瓦時基本說得過去，這將是今年競價的指導價位，但這個價格也只在西藏這樣光照資源好的地方是可行的，對于國內大部分地區不能一概而論，至少在2010年，這樣一個價格仍然很不合理。”在薛黎明看來，如果電力行業回收的周期設定8年左右，每年回報率在8%~10%之間，按照目前設備成本和工程電站建設的成本，保證有一定利潤空間的前提下來測算，1.5~1.8元/千瓦時是比較合理的一個價格。
無奈：電價驟降
據記者了解，中海陽投資建設的云南石林66兆瓦并網光伏電站項目的第一期10兆瓦，已經于2009年12月底并網，正在等待國家發改委對并網電價的批復。
“我們上報的價格比較高，目前還不能透露，但是肯定高于1.09元/千瓦時，介于4元/千瓦時和1.09元/千瓦時之間。”薛黎明對筆者說。
按照項目定價、一事一議的原則，2008年和2009年國家發改委分兩次公布核準了上海兩個項目、內蒙古和寧夏各一個項目，電價為4元/千瓦時，且均投資在2008年。據了解，上海的兩個項目之一 ——崇明島項目并網時，實際發電成本高達7元/千瓦時。但到2009年6月第一批敦煌10兆瓦荒漠電站項目確定中標開發商時，招標價格已經下降到1.09元/千瓦時。
一年之內從4元/千瓦時到1.09元/千瓦時，是因為光伏發電的特點就是新興、成長中的技術，盡管成本核算和計量難度大，但隨著技術的不斷完善，成本具有很大下降空間已經成為業界共識。
“但是1.09元不會成為光伏上網標桿電價，因為價格過低不利于光伏業發展。”中國可再生能源學會理事長石定寰表示。在業界人士看來，1.09元/千瓦時這個高門檻對中標企業的實力實際上也是一種過濾，在需要嚴格保證工程質量的同時，政府的信號傳遞得很清晰：鼓勵企業競爭，降低光伏發電成本。
“今后的光伏并網電價只會降不會升。”英利集團首席戰略官馬學祿做出如此判斷。近年來光伏組件轉化效率的提高、高純多晶硅從暴利到理性的回歸以及各生產企業不斷的降低成本，使光伏組件價格已經迅速從2008年10月份的3.55美元/Wp(標準太陽能輸出功率)降到2009年12月份的1.78美元/Wp。
呼聲：仍待政策
“從光伏電站系統設備成本方面看，光伏組件價格已經趨于合理，產業化程度也已經很高，但是配套系統的產業化程度仍然沒有形成一定規模。”馬學祿強調，下一步要做的，首先是進一步開放市場、引入競爭，把光伏系統集成的利潤空間壓下來。
但這并非一時之舉，企業更期待的是政府的扶持政策。
2009年，國家相繼出臺了《關于加快推進太陽能光電建筑應用的實施意見》和《關于實施金太陽示范工程的通知》拉動國內光伏市場，但是在大型光伏并網電站電價政策方面卻相對滯后。
“并網電價在中國的推動非常急迫，一定要盡快完善目前的電價政策才能推動并網，但是到去年年底都沒有出來。”高紀凡難抑失望。
繼去年7月份風電標桿電價出臺之后，光伏電站標桿電價何時出臺再度被熱議。而相關人士對筆者表示，對于光伏電站標桿電價目前還停留在研究討論階段，事實上并沒有實質性推進。
“其核心還是上網電價標準，可以按照國內不同光照資源的不同分地區分范圍來制定合理的電價，同時不同范圍的定價方式不能僅僅通過招投標來解決，拿出部分項目來做標桿電價試點，招標定價與標桿電價并行。”薛黎明如此建議。(李桂琴)
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