随着国内光伏电价上网政策以及一系列扶持政策的出炉，国内光伏产业开始迎来新的增长期。不过，在反思近10年国内光伏产业的发展所存在的经验和教训，我们如何借鉴国外的经验以及回避面临的问题。能源杂志对中国资源综合利用协会可再生能源专业委员会副理事长王斯成进行了专访。

　　记者：从国外尤其是德国对光伏产业的政策支持上看，这些政策扶持经历了怎么的变化？

　　王斯成：政策问题是非常重要的，它决定了市场是否能够最终打开。从德国来看，1991年开始制定法律实施初投资补贴，1998年十万补贴，2000年《电力入网法》实施上网电价。2008年再次修订，提出逐年上网电价，坚持成本逐年递减原则。2011自发自用，余电上网，德国光伏电价已经低于上网电价。2012年4月份之前德国光伏分屋顶和地面光伏有所区分，4月份之后不再区分屋顶跟地面，按照功率级别区分上网电价。2013年出台了现在最新的政策，大于10兆瓦，不再鼓励大型地面电站建设，而且分布式发电，原来是全部优先上网，这是百分之百上网。

　　现在提出来分布式发电必须纳入平衡组，大于至100千瓦必须逐级切离，30到100千瓦一次性切离，30千瓦以下，尽管不要求一次性切离，但是最高发电量，当发生电网阻塞时，最多只能发75%，政策一直在随着进程变。2012年到2013年，上网电价政策，以前分地面光伏跟屋顶光伏，2012年4月份以后不再区分，只按照功率来走。2013年，大于10兆瓦不再给补贴。政策就是这样演变的。

　　记者：光伏发电为什么不再区分地面跟屋顶？

　　王斯成：地面光伏电价远远低于屋顶，同样小于30千瓦，有人钻空子，做一个地下室，拱出一个屋顶，要求享受屋顶电价，政策有漏洞了。最主要德国现在已经出现了高比例可再生能源波动性能源，包括风电、太阳能，未来这个比例将会更高。提出80%电力消费主要是风能和太阳能可再生能源，为了解决高比例，提出来各种办法，如何电网能够适应高比例波动性可再生能源。这个政策将来有可能常规电源作为调节电力，提出新的概念。不但风能、太阳能要有技术进步，常规电力也要适应高比例波动性能源。分布式储能、大规模同步电网建设，可以满足高比例风力发电跟光伏发电。

　　记者：国外有哪些好的做法？

　　王斯成：日本的办法是，2005年以前初投资补贴政策，中间一段空白，没有补贴，2009年重新启动补贴政策，2010年开始实施上网电价政策。主要是固用建筑、商业建筑，大型电站很少，包括德国大型建筑也很少，除了西班牙大型光伏电站比较多，美国主要是建筑，建筑分家用和非家用两种。日本贴息贷款融资政策，目标2020年28G，德国52G，中国100G，当然中国比他们几个国家大的多。

　　美国政策比较灵活，净电量计量法，跟补贴无关，只要可再生能源允许并网，这是法律法定的，而且自发自用，反送电量享受零售电价。有直接补贴政策，有税收优惠，有优惠贷款，很多州都有配额制。最近几年，美国开始倾向于走上网电价政策，加州几大电力公司出台上网电价政策，包括美国佛罗里达、乔治亚、夏威夷，还有纽约州、俄勒冈州、田纳西州、华盛顿州大概十几个周都出台了上网电价政策，资金利用非常有效，而且能够确保工程质量非常好的政策。

　　记者：目前国内在光伏发展上有哪些规划和政策？

　　王斯成：中国“十二五”太阳能发展规划是2012年7月7日提出。电网公司制定政策是2012年10月26。2013年8月9日，2013年完成749MW，2015年1823MW。2013年7月24日，财政部出台补贴发放原则，国家能源局和国家开发银行出台项目融资，2013年8月22，日本是给项目进行贷款，我们国家出台的融资政策，对贷款融资，对贷款对象，只是对人，不对项目，还是差一个距离。出台电价政策，资金来源，0.8分提到1.5分。8月29日出台光伏电站项目管理暂行办法，分布式发电管理办法，最近也将要出台，包括指导性配额，各个省的配额，现在分布式管理办法跟指导性配额，现在还没有出台，但是应该是很快的。
　　一系列的配套政策，看起来已经十分完美，三个分区电价，加上所有的分布式发电，每一度电4.2毛，这是最主要政策。操作流程，电网公司、财政部起主要的，能源局跟发改委也是在其中起到主要作用。这个操作起来有政府部门，不是单纯电力公司直接收电力附加，直接对开发商，没有像德国那样比较简单，中国经过绕圈，有一个核准，最后核定电量的过程，包括财政部、国家发改委、能源局。

　　记者：目前，国内出台的政策到底起到的效果怎么样？

　　王斯成：对于大型电站来讲，最东部地区，内部收益率，如果一块钱电价，满发1000小时，初投资9块钱1瓦，内部收益率只有6.62%。没有效益。在西部比较好，满发1500小时，9块钱1瓦，内部收益率16%。中部地区能够达到10%左右。

　　自发自用，我也测算了效率，自建自用，80%自用电，20%反送电，10%内部收益率考虑，低电价用户，普通的工商业、大工业用电，只有满发1100小时，才能够有10%内部收益率，低电价用户排除在外。普通工商业东部地区达到1100小时比较困难，按照1000小时，只有普通工商业建筑才有比较好收益。开发商建设，电费要让利10%，收益就更差，这样只有当大工业用电用户平均电价是7毛，即便加了4.2毛，要让利电价10%，变成6.3毛加上4.2毛，只有满发1200小时，内部收益率才能超过10%。分布式电价的政策实际按照开发商来建设的话，屋顶很难选，只有普通工商业建筑才能有10%以上的内部收益率。这样一个实际情况。

　　记者：目前，国内光伏电站在发展过程中，最为棘手的问题是什么？

　　王斯成：当然还有一些问题，比如融资问题，我们现在只对贷款人融资，对于项目没有融资的机制，没有担保、没有评估，银行不介入，对的只是贷款人的资质，贷款人如果有资质可以贷，没有资质，省里建由政府担保的融资平台，等于皮球推给地方政府。虽然融资政策有了，还没有像德国、日本直接对项目融资这样一个机制。

　　大型电站东部收益很低，无法做，即便屋顶上2个兆瓦或者6个兆瓦以上，可以并入高压电网，享受1块钱，只能在西部做。西部现在限电问题，限电非常严重。可以考虑中部，山西省750万亩盐碱地，国土资源厅里纳入荒地，可以建电站，可以建2亿千瓦，在负荷中心，没有限电问题。不一定都集中在西部，有些中部地区、资源稍微好的地区也有很多资源。

　　地方保护主义，利益链不能传递到制造业，开发商截留了。国家每年几百亿本来扶植光伏产业，现在低价竞争，光伏企业不断地输血，价格非常低，开发商有比较好的收益，这个利益链没有传递到制造商，这个没有达到国家出台政策的目的。