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见习记者 陆宇 北京报道
青海光伏，三分天下有其一，两年前的运动式大建设，在这个偏远高原上打造出了完整的产业链及超过2GW的装机容量，如今却饱受盛宴之后消化不良带来的阵痛。
近日，科技部完成了对青海光伏产业的调研报告，这份并未公开发布的报告显示，受制于 电价偏低、弃光激增、补贴资金不能及时到位、行业乱收费、创新能力不足等因素，光伏企业的处境十分艰难；挽救光伏产业的政策包括制定合理的电价水平、支持分布式利用及解决弃光顽疾。
“劣币驱逐良币”
过低的电价将形成恶性循环。
历史总在重复上演，类似风电企业撤离“三北”地区，光伏企业正在考虑转战二类地区。
青海地区的光伏发电企业向本报记者反映：“0.75元的电价对于一类太阳能资源区而言递减得过快，我们可能会转向二类资源区。”
此前，青海的光伏上网电价几经下调，2011年7月1日以前核准的项目按1.15元/千瓦时、当年7月1日之后降为1元/千瓦时，2013年3月国家发改委下发《关于完善光伏发电价格政策通知》（征询意见稿），将全国分为四类太阳能资源区，青海省的光伏上网电价为0.75元/千瓦时。
“如按0.75元的电价水平，发电企业的内部收益率会降低到5%以下，行业将难以为继。”一位大型光伏电站开发商告诉本报记者。
开发商的共识为，过低的电价将形成恶性循环：发电企业压缩成本导致设备质量参差不齐，最终全产业链上的企业无一幸免。科技部的调研报告称之为“劣币驱逐良币”。
以某企业三期项目为例，一期工程造价18.6元/瓦，到三期时下降到11.5元/瓦，设备企业几无利润。据记者了解，青海曾发生过投产仅两年的光伏电站大面积更换组件的现象。变压器以次充好，用铝线代替铜线，导致电缆头故障率极高而引起脱网事故的先例屡见不鲜。
与风电相比，光伏电站开发商对电价更为敏感。北京鉴衡认证中心秦海岩告诉本报记者：“光伏开发商大多是民营公司，与风电开发商多为国有大型电力企业相比，他们的承受能力很弱。”
记者发现，除一些国有电力发电商外，还有大量的开发企业是上游和中游的设备制造商，他们为了保证产品销路，不得已采取建设电站的“自救”行为，这些企业并不认为这种方式能够持久，也更谈不上商业模式的创新。他们向本报记者坦承：“在适当的时机，将会出售电站。”
“电价将直接决定光伏电站是去是留。”秦海岩称。
弃光激增
“弃光”的比例已经达到40%以上，1/4以上的电站无法上网。
“电网公司明确告诉我们将会限制发电。”一位光伏电站开发商面对电网公司的事先“丑话”举棋不定，该公司已获得了建设电站的全部路条，但并无一丝喜悦。
科技部调研报告显示，青海地区多数电站的年发电小时数仅为1500左右，但他们的可研报告中均超过2000小时。
由于青海海西地区网架薄弱，从新疆送出的750kV特高压线路对所经区域无法提供帮助，有些电站被“弃光”的比例已经达到40%以上，1/4以上的电站无法上网，为顺利并网，发电企业已开始联合集资建设升压站和汇集站。
如按照青海省政府雄心勃勃的规划，至2015年该地区将建成5GW的光伏电站，而目前全国的总装机容量仅为7GW。
中投顾问研究总监张砚霖认为，青海省大举规划有违市场规律，可能会给本已艰难的光伏行业雪上加霜。
为解决并网顽疾，有专家提出建设“光伏专线”，但这一设计思路已被电网公司否决，国家电网公司计划发展部副主任告诉本报记者：“仅仅输送光伏、风电等新能源，无论如何在经济上都是行不通的。”
参与科技部调研的北京鉴衡认证中心认为，青海光伏输送问题在短期内尚难解决。
光伏并网检测收费乱象
机组功率1.5兆瓦年检测成本在1000万元左右。
科技部的调研还揭开了可再生能源并网众所周知的潜规则。
据调研报告初稿透露，按国家电网下属电科院的要求，光伏发电企业必须委托电科院进行光功率预测，并收取年费。相邻两家电站，光功率即使没有任何差异，也要分别向电科院缴纳年费。
“我们只能被动接受。”一家光伏电站开发商告诉记者：“与并网相关的设备也只能从国家电网旗下公司购买。”
开发商向记者反映，光伏并网逆变器同样存在重复检测的问题，每个型号收取80万元的检测费用，同一型号用在不同项目上，要重新检测。
对于风电、光伏并网检测收费，张正陵称并不了解情况，“可以向电科院咨询。”
实际上，光伏并网检测收费乱象延续了风电的做法，在一个风电场中，以机组功率1.5兆瓦为例，每种机型的检测费用为50万元，如果再加上50万-80万的抽检费用，类似上海电气这样规模的制造企业，年检测成本在1000万元左右。
上述开发商告诉记者：“检测费用可以收，但不能太过霸道。”
与不期而遇的收费形成鲜明对照的是补贴资金迟迟不能到手，此次国家电价补贴下发前（青海近15亿元），各光伏电站企业只能拿到2011年4月前的电价补贴。
调研人员告诉本报记者：“银行本来看好的项目，因无法预测何时能拿到国家的电价补贴而提高风险评级，延缓放款，加剧了企业的资金紧张程度。”
在运动式的大规模建设后，为避免青海光伏产业重蹈三北地区风电建设的老路，科技部已将调研成果上报国务院，针对电价、并网、不合理收费及科技支撑提出了建议。
“光伏电价不宜调整过快，价格形成机制要慎重，要从产业发展的客观实际出发，与技术成本的下降趋势保持合理的协调关系；建立合理的利益分配格局，使制造企业、发电企业、电网企业都能够在光伏产业发展中取得合理的经济效益；对扰乱行业秩序的垄断经营行为、不合理收费行为予以坚决取缔；应集中科技支持和资金支持力量，对具有重要战略意义的关键共性技术，如高纯度多晶硅技术、流化床技术等进行支持等。”
与科技部建议息息相关的政策已于6月14日晚间发布，国务院将从电价、并网、补贴、融资、分布式、科技研发、抑制产能六个方面采取措施拯救中国光伏产业。
“光伏产业的前景关键要看电价和并网政策。”北京鉴衡认证中心人士称。
作者：陆宇
青海光伏，三分天下有其一，两年前的运动式大建设，在这个偏远高原上打造出了完整的产业链及超过2GW的装机容量，如今却饱受盛宴之后消化不良带来的阵痛。
近日，科技部完成了对青海光伏产业的调研报告，这份并未公开发布的报告显示，受制于 电价偏低、弃光激增、补贴资金不能及时到位、行业乱收费、创新能力不足等因素，光伏企业的处境十分艰难；挽救光伏产业的政策包括制定合理的电价水平、支持分布式利用及解决弃光顽疾。
“劣币驱逐良币”
过低的电价将形成恶性循环。
历史总在重复上演，类似风电企业撤离“三北”地区，光伏企业正在考虑转战二类地区。
青海地区的光伏发电企业向本报记者反映：“0.75元的电价对于一类太阳能资源区而言递减得过快，我们可能会转向二类资源区。”
此前，青海的光伏上网电价几经下调，2011年7月1日以前核准的项目按1.15元/千瓦时、当年7月1日之后降为1元/千瓦时，2013年3月国家发改委下发《关于完善光伏发电价格政策通知》（征询意见稿），将全国分为四类太阳能资源区，青海省的光伏上网电价为0.75元/千瓦时。
“如按0.75元的电价水平，发电企业的内部收益率会降低到5%以下，行业将难以为继。”一位大型光伏电站开发商告诉本报记者。
开发商的共识为，过低的电价将形成恶性循环：发电企业压缩成本导致设备质量参差不齐，最终全产业链上的企业无一幸免。科技部的调研报告称之为“劣币驱逐良币”。
以某企业三期项目为例，一期工程造价18.6元/瓦，到三期时下降到11.5元/瓦，设备企业几无利润。据记者了解，青海曾发生过投产仅两年的光伏电站大面积更换组件的现象。变压器以次充好，用铝线代替铜线，导致电缆头故障率极高而引起脱网事故的先例屡见不鲜。
与风电相比，光伏电站开发商对电价更为敏感。北京鉴衡认证中心秦海岩告诉本报记者：“光伏开发商大多是民营公司，与风电开发商多为国有大型电力企业相比，他们的承受能力很弱。”
记者发现，除一些国有电力发电商外，还有大量的开发企业是上游和中游的设备制造商，他们为了保证产品销路，不得已采取建设电站的“自救”行为，这些企业并不认为这种方式能够持久，也更谈不上商业模式的创新。他们向本报记者坦承：“在适当的时机，将会出售电站。”
“电价将直接决定光伏电站是去是留。”秦海岩称。
弃光激增
“弃光”的比例已经达到40%以上，1/4以上的电站无法上网。
“电网公司明确告诉我们将会限制发电。”一位光伏电站开发商面对电网公司的事先“丑话”举棋不定，该公司已获得了建设电站的全部路条，但并无一丝喜悦。
科技部调研报告显示，青海地区多数电站的年发电小时数仅为1500左右，但他们的可研报告中均超过2000小时。
由于青海海西地区网架薄弱，从新疆送出的750kV特高压线路对所经区域无法提供帮助，有些电站被“弃光”的比例已经达到40%以上，1/4以上的电站无法上网，为顺利并网，发电企业已开始联合集资建设升压站和汇集站。
如按照青海省政府雄心勃勃的规划，至2015年该地区将建成5GW的光伏电站，而目前全国的总装机容量仅为7GW。
中投顾问研究总监张砚霖认为，青海省大举规划有违市场规律，可能会给本已艰难的光伏行业雪上加霜。
为解决并网顽疾，有专家提出建设“光伏专线”，但这一设计思路已被电网公司否决，国家电网公司计划发展部副主任告诉本报记者：“仅仅输送光伏、风电等新能源，无论如何在经济上都是行不通的。”
参与科技部调研的北京鉴衡认证中心认为，青海光伏输送问题在短期内尚难解决。
光伏并网检测收费乱象
机组功率1.5兆瓦年检测成本在1000万元左右。
科技部的调研还揭开了可再生能源并网众所周知的潜规则。
据调研报告初稿透露，按国家电网下属电科院的要求，光伏发电企业必须委托电科院进行光功率预测，并收取年费。相邻两家电站，光功率即使没有任何差异，也要分别向电科院缴纳年费。
“我们只能被动接受。”一家光伏电站开发商告诉记者：“与并网相关的设备也只能从国家电网旗下公司购买。”
开发商向记者反映，光伏并网逆变器同样存在重复检测的问题，每个型号收取80万元的检测费用，同一型号用在不同项目上，要重新检测。
对于风电、光伏并网检测收费，张正陵称并不了解情况，“可以向电科院咨询。”
实际上，光伏并网检测收费乱象延续了风电的做法，在一个风电场中，以机组功率1.5兆瓦为例，每种机型的检测费用为50万元，如果再加上50万-80万的抽检费用，类似上海电气这样规模的制造企业，年检测成本在1000万元左右。
上述开发商告诉记者：“检测费用可以收，但不能太过霸道。”
与不期而遇的收费形成鲜明对照的是补贴资金迟迟不能到手，此次国家电价补贴下发前（青海近15亿元），各光伏电站企业只能拿到2011年4月前的电价补贴。
调研人员告诉本报记者：“银行本来看好的项目，因无法预测何时能拿到国家的电价补贴而提高风险评级，延缓放款，加剧了企业的资金紧张程度。”
在运动式的大规模建设后，为避免青海光伏产业重蹈三北地区风电建设的老路，科技部已将调研成果上报国务院，针对电价、并网、不合理收费及科技支撑提出了建议。
“光伏电价不宜调整过快，价格形成机制要慎重，要从产业发展的客观实际出发，与技术成本的下降趋势保持合理的协调关系；建立合理的利益分配格局，使制造企业、发电企业、电网企业都能够在光伏产业发展中取得合理的经济效益；对扰乱行业秩序的垄断经营行为、不合理收费行为予以坚决取缔；应集中科技支持和资金支持力量，对具有重要战略意义的关键共性技术，如高纯度多晶硅技术、流化床技术等进行支持等。”
与科技部建议息息相关的政策已于6月14日晚间发布，国务院将从电价、并网、补贴、融资、分布式、科技研发、抑制产能六个方面采取措施拯救中国光伏产业。
“光伏产业的前景关键要看电价和并网政策。”北京鉴衡认证中心人士称。
作者：陆宇