实际情况可能更糟，原本为了推动太阳能发电在国内的应用和普及而启动的“金太阳”示范项目已越来越变成“鸡肋”，一方面是政府每年投入百亿资金，监管部门对于补贴利用情况和效率一再失控；另一方面，则是上网及电价等基本问题没解决，行业积极性并未调动起来，企业对经济上并不划算的“金太阳”正在失去兴趣。

　　中国政府从2009年3月开始试点，决定由国家财政每年出资100亿元左右，为太阳能屋顶和光伏建筑建设提供补贴，以促进国内太阳能发电市场的形成。

　　消息甫一传开，前来财政部、科技部等相关部委要项目的人便纷至沓来，最终批准的一期工程包括329个项目，设计装机总规模690兆瓦，计划用两年到三年时间完成。但热闹的场面并没持续多久，到2010年11月19日，在财政部、科技部、国家能源局及住建部联合下发的《关于做好2010年金太阳集中应用示范工作的通知》中，“金太阳”示范项目已缩水至120个，与一期规模相去甚远。据业内资深人士透露，一期工程目前已经动工建设的项目可能也不足规划总规模的一半。

　　在启动二期工程的同时，财政部等部门同时取消了已列入2009年“金太阳”示范工程目录、但无法实施的39个项目，规模约54兆瓦。这些因“圈而不建”被取消的项目中，包括无锡尚德、BP、阿特斯等国际光伏巨头担任业主的工程。

　　各方都在观望。企业在观望，等待政府能够给予太阳能和光伏发电更多的补贴，等待《上网电价法》和《分布式电站管理办法》等法律、政策的出台，以实现新能源发电能强制上网，并且赚钱；政府也在观望，在等待补贴能够尽快催生国内太阳能发电市场的形成，等待太阳能发电成本在竞争中不断降低，最终实现平价上网。

　　是什么将补贴变成“鸡肋”？又是什么阻隔了政府和企业美好愿望的达成？

    如何补贴

　　“补贴是在减少。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦介绍说，这是基于光伏组件成本在下降。2009年3月，太阳电池出口价约20元/瓦，现已降至每瓦十二三元。

　　孟宪淦认为，随着国际多晶硅价格的下降，加上补贴，“金太阳”工程可实现盈利。他给记者算了一笔账，此次关键设备最低中标价10.5元/瓦，按照50%的补贴比例，补贴约为5.25元/瓦，如果再加上4元/瓦的安装补贴，“一个‘金太阳’工程项目得到财政部补贴之后，成本可以降到8元/瓦左右，按照每年满发电1100小时来计算，这个项目的发电成本价格在每度（千瓦时）电0.8元左右，项目建设者的净资产收益率可以达到10%以上。”

　　不过，这个账，企业并不认，因为这并未将与电网联网后的费用计算在内。而且项目与项目之间差别很大，有的项目可以大部分自发自用，有的则很不稳定，需从电网大量购电，结算下来成本大不相同。

　　“补贴力度太小，很难实现盈利，”阿特斯太阳能光电公司市场部的李茂在电话中向本刊记者抱怨，阿特斯98%的产品都销往国外，并不看重国内市场。“大的光伏企业不愿做赔钱买卖，更不愿意像小企业那样，靠低质产品来换‘金太阳’项目的补贴。”

　　和李茂持相同看法的企业不在少数。中国能源网首席信息官韩晓平也认为，“金太阳”一期项目补贴取消的原因之一就是，政策刚出台时业主热情高涨，在实际操作中发现支出远远超过预算，资金又迟迟不能到位，因此搁置。

　　从2009年至今，“金太阳”示范工程的补贴方案已几经变更，补贴主体也一变再变。根据财政部和住房建设部2009年3月联合发布的第一个补贴方案，每峰瓦装机提供15元-20元的补贴，补贴总预算估计达80亿-100亿元。

　　2009年7月，财政部、科技部、住房建设部及国家能源局正式启动“金太阳”工程，联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，计划在两年到三年内，采取财政补助方式支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目，并对光伏发电装机投资的50％给予补助，偏远无电地区的独立光伏发电系统按总投资的70％给予补助。

　　但方案一经实施，问题层出不穷，抬高造价、低价高报、东挪西建，甚至光报不建现象都出现了，各部门疲于监管，于是决定修改方案。2010年9月，上述四部委又发布《关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知》，调整招标方式，对金太阳示范项目建设所有关键设备实行集中招标。

　　补贴方式也进行了调整，在12月2日召开的“金太阳示范工程及太阳能光电建筑应用示范工程工作会议”上，财政部副部长张少春强调了“分类直补”的补贴方式，中央财政对关键设备按中标协议价格给予50％补贴，其他安装等费用按不同项目类型分别按4元/瓦和6元/瓦给予定额补贴。

　　这次会议还公布了包括北京亦庄经济开发区、上海张江高新区、天津中新生态城、深圳高新区等在内的首批13个光伏发电集中应用示范区名单。同时强调要加快集中连片示范，把开发区和工业园区作为国内扩大光伏发电应用的重点。

　　过去，“金太阳”示范项目的补贴资金先从中央财政下拨到省、市、县级财政，然后由县级财政划拨给业主，最后由业主把一部分补贴分给中标企业。

　　“集中招标的方式比之前的合理性有所提高。”一位参与示范工程项目监管的业内人士告诉本刊记者，“但补贴方式没有根本转变，仍然是补前端，没有解决装好的设备是否上网发电的问题，也同样面临补贴下去后对投资的监管问题，只是监管从投资方转移到了设备供应方。”如果光伏组件厂商不能按时供货或者以次充好，该如何监管？

　　国际上通行的补贴方式有两种，一是从末端补贴，即补贴上网电价，德国等欧洲国家采用得较多，以全年电价附加补贴的方式定价，二是一次性投资补贴，即装机补贴。目前纯粹的装机补贴已不多见，日本、美国等多采取混合补贴方式。金太阳工程采取的即是后者。

　　“财政补贴属于无偿拨款，用来补贴装机投资，非常错误。”上述业内监管人士告诉本刊记者，“搞新能源发电，最后要的是发电量，不是装机规模。应根据企业实际发的电量给予补贴，否则只是人为增加监管难度和成本。”

　　赛维LDK有关人士也指出，分类直补的方式让组件供应商直接受惠，但考虑到“301”调查，这种做法比较容易落人口实，被人指责违反WTO的规则。

　　孟宪淦也认为补贴上网电价更为合理，太阳能电站的运行时间往往长达25年之久，也许前20年赔钱，后5年才盈利，这会逼着企业好好运营下去，如果仅一次性补贴，企业没有太大经营压力，遇到阻力工程或许会半途而废。

　　前述赛维LDK人士告诉本刊记者，“金太阳”示范项目属于用户侧并网，并网电价参照当地的火电脱硫电价，平均仅为大约每千瓦时0.3元-0.4元，按这个价格并网，业主单位是亏损的。所以，如果能对补贴方式进行调整，能够补贴并网发电量的话，可能更有利于提高企业投资建设的积极性，也会推动国内太阳能发电行业发展。

    失衡的市场

　　中国急于催生国内太阳能和光伏发电市场的原因之一，是中国已经在多晶硅领域积累了巨大的产能需要消化。“国内光伏市场发展缓慢，光伏发电装机容量不及生产量的2%。”机电商会早期发布的一份报告中指出。在201012月2日财政部等四部委在联合召开的光伏发电规模化应用工作中指出，2012年以后将进一步扩大示范范围，每年的光伏发电应用规模将不低于1000兆瓦。

　　“即便如此，就算2011年光伏装机容量达到1000兆瓦，其余90%的光伏组件仍然需要出口。”一位证券公司的分析师向本刊记者表示，尽管预计国内未来几年增速可能会比较快，“但短期内不可能实现国内外市场的平衡。”

　　2009年8月，国务院已将风电设备、多晶硅同时列入产能过剩行业。中国机电商会机械行业一部副主任、太阳能光伏产品分会负责人孙广彬说，国内多晶硅重复建设现象严重，目前35个多晶硅项目在建，五年到八年后，上述项目如果如期完工并完全释放产能，产量将达到14万吨，“这些产能将满足目前全球市场的需求”。

　　他预计，全球2010年多晶硅的需求大约在8万吨左右；2010年全球太阳能光伏市场的增幅不会低于20%，中国市场的增速也将超过15%。

　　与此相比，光伏发电市场的启动已远远落后。高华证券出具的一份报告指出，中国太阳能行业仍处在受政策刺激的早期阶段。鉴于中国大型光伏电站的招标结果低于业内预期，以及中国“金太阳”工程申请流程复杂，报告将2011年中国太阳能光伏装机容量从750兆瓦调低至500兆瓦，并认为，“中国可能难以在短期内建立合理的电价补贴机制”。

　　孟宪淦介绍，中国的光伏发电主要有两大块，一是大型光伏电站，多分布于西部地区；二是分布式光伏电站，可以在城市等经济发达地区，就地并网，具有自发自用、自建自管的特点，能调动社会积极性，同时也不给电网造成太多冲击，这是金太阳工程推进的方向。

　　如同2004年-2005年的中国风电行业，中国的大型太阳能光伏发电也采取了特许权招标的方法。2009年，中国政府启动的第一个光伏发电项目，敦煌10兆瓦太阳能并网发电特许权示范项目，招标最终舍弃国投电力投出的最低中标价0.69元/千瓦时，而选择了上网电价为1.09元/千瓦时。今年，国家能源局启动了280兆瓦的光伏特许权招标，仍然采取主要以低价取胜的竞标办法。在今年280兆瓦光伏电站的特许权招标中，中电投集团旗下的黄河上游水电开发公司，以0.7288元/千瓦时的最低竞价囊括了总计13个项目中的7个最低价项目。

　　前述分析师告诉本刊记者，“金太阳”工程关键设备集中招标的价格偏低，主要是示范意义，像荒漠电站特许权招标也一样，国有发电企业和组件生产商捆绑以很低的价格去投项目，目的还是为了多拿配额完成任务。由此导致的一个结果就是设备商的积极性调动不起来。

　　“生产企业参与竞标，就是补贴国内市场。”浙江正泰有关人士告诉本刊记者，此次有15家企业参与金太阳工程关键设备的竞标，价格因素占60%，技术因素占40%，正泰的报价12.1元/瓦，在竞标企业中排第五，未能中标。

　　赛维LDK有关人士告诉本刊记者，目前国内市场相对来说还很不成熟，相关政策、法规也并不完善，投资收益相对较小，但投资风险较大，所以目前赛维LDK的光伏组件的销售策略仍然面向海外市场为主。

　　前述分析师还表示，国内光伏企业在海外的订单饱满，相比之下，国内市场环境并不好，做示范工程要求完成的时间紧迫（为期一年），因此对大多数光伏设备厂商的吸引力不大。

　　但是海外市场能够支撑国内企业多久？孟宪淦告诉本刊记者，虽然明年上半年海外市场形势不错，但下半年形势如何还难以下结论。现在已经有一些国内企业看到了这一危机，开始将目光转向国内市场。

　　英利此次以最低价10.5元/瓦成为三家关键设备供应商之一，这与光伏组件的出口价（12元-13元）已相差不远。

　　赛维LDK此次并未入围关键设备供应商，但是，作为“金太阳”工程的业主方，赛维LDK在江西九江建有四个项目并以自产设备为主，“更多的是为把握未来国内市场可能的机会”，上述赛维人士说。

分布式打开上网屏障

　　和风电等清洁能源一样，太阳能光伏发电面临的最大阻碍还是并网问题。中国的风电装机容量在经过五年多爆发式的增长后，已经跃居世界第一，但是，风电并网的速度却远远落后于装机的快速增长。很多光伏企业之所以对“金太阳”丧失兴趣，也缘于国内新能源发电并网困难。

　　在财政部下发的金太阳示范项目中，明确指出太阳能光伏发电“自发自用”，即光伏发电在用户侧并网，以现行工业、商业用电电价计算。

　　对于经济发达地区的工业用户而言，这一项目还是有一定吸引力，韩晓平说，参与金太阳工程得到补贴后，太阳能光伏发电的成本为0.80元/千瓦时，这低于当地0.90元/千瓦时的工业用电电价。“但问题是光伏发电上网，电网不愿意收购，价格高不说，还不稳定，得调峰，很麻烦。在项目设计上要求的特别复杂。所以装机容易上网难。”他说。

 　中国社科院规制与竞争研究中心主任张昕竹指出，电网企业不愿意接受光伏上网发电是可以理解的。因为风能也好，太阳能也好，靠“天”吃饭，因此其发电是波动的、稀薄的，很不稳定，这对电网的稳定性是一个考验。而煤电则是稳定的，能够不间断供电。电网拒绝风能和太阳能发电，一个更经常的理由就是需要为这些发电准备同等电量的备用电源，以便在其不能发电时及时补供。而这又会加大电网的成本。

　　赛维LDK在“金太阳”项目的申报过程中，在审批环评环节一路绿灯，“金太阳”二期项目中，赛维LDK在合肥自己的厂房上也建了光伏发电，但不愿意再以业主身份出面申请。赛维LDK有关人士告诉本刊记者，“光伏组件生产企业作为业主，和电网谈判非常困难。”上述人士说，在国家电网这个庞然大物面前，赛维LDK完全没有话语权。“电网企业没有动力接受光伏发电上网。根本不重视这些小项目，总是以没时间谈为由推脱。”他说，电网同时要求业主方出具报告，业主单位得跟电力研究院进行研究，另外，电网方面总以没有从政府拿到补贴为名，拖欠电价收购款项。

　　“‘金太阳’示范工程解决了装机投资的补贴，仍然没有落实上网和电价结算的实际问题。”上述赛维LDK人士表示。

　　国家电网能源研究院新能源研究所所长李存慧则告诉本刊记者，国家电网目前并未对光伏发电做出限制，业主单位建设建筑光伏发电项目的同时，需要同等规模预留备用电，因此提出向光伏发电业主单位收取“备用费”，“这对业主单位的积极性有一定影响”。李存慧介绍说，一般企业的自备电厂，是按照容量费收取，并不按电量结算。

　　“光伏发电和风电最大的不同是：风电多数只是电源概念，只向网上输电，由电网统一收购，统一销售。”李存慧说，分布式的光伏发电是双向的，要买还要卖。会和电网有电量交换，发电高峰时用不了卖给电网，低峰时从电网买，买卖的电价怎么算目前并没有出台规范办法。另外，光伏发电波动大，上不了主网，只能上配网，配网的调度体系没有自主调配权。对电网而言，进电量和出电量抵消后，光伏电量只占很小一部分。

　　张昕竹认为，现在导致“金太阳”工程进退两难的主要问题还是“体制问题”，“光伏发电等新能源对现有电力系统带来很大挑战，仅仅靠补贴不能解决根本问题，需要对电价定价机制和管理体制作出调整，最终还是要靠电价市场化，变成实时定价来解决。”

　　张昕竹告诉本刊记者，国外太阳能光伏发电上网，主要依靠国家立法，而强制上网则是解决光伏发电上网的关键所在。

　　一位监管部门人士也认为，中国政府目前更应该做的是推进电力改革，开放电网准入，鼓励自发自用，富余电量上网，不足部分的由电网调节，按进、出双向净电量结算。

　　“中国目前在建的特高压电网，由于是远距离高电压，并不适合输送新能源发电。”上述监管人士表示，新能源发电具有稀薄、随机、波动的等特点，更适合分布式发展，只有通过强制上网，才能调动各种中小投资者的积极性，将集中电源转向分散电源，建设中小型的电站，在低电压系统就可以运行，这样才能推动中国新能源发电的发展和成熟。

　　如何让电网公司主动接受光伏发电这样的新能源？多位业内人士给出的答案是改变电网的盈利模式。目前，国内电网企业是通过收购电价和销售电价之间的差价来实现盈利，而分布式新能源自发自用多余上网的特点将影响电网的销售电量，从而影响电网公司的收益。所以关键在于改变电网的收入模式，变“吃差价”为“单独定价”，即核定运行成本后确定过网费，这也是目前绝大部分国家对电网采取的监管方式。如此，包括各种清洁能源在内的分布式发电前景将更加明朗。

　　“这些和多年前提出的电力改革方向完全一致。”这位监管人士说。本刊记者获悉，有关推动中小分布式电站强制上网及结算标准的管理办法目前正在国家发改委、电监会、财政部等有关部门征求意见，不过，来自电网的反对声音仍相当强烈。