產能連續四年居世界第一的中國光伏行業，如今不但資本市場看空，而且債務負擔沉重。
截至今年上半年，我國最大的10家光伏企業債務累積超過1100億元人民幣。無錫尚德、江西賽維等骨干企業在納斯達克的股價已跌至1美元以下，面臨著退市、破產的風險。
為了解決危機，啟動國內光伏市場已是勢在必行。對此，國務院研究室綜合司副司長范必認為，國家不宜出臺新的補貼政策，而是應當對原有補貼政策進行調整，在補貼總量不變的情況下挖掘政策潛力。
具體而言，財政資金應從補貼裝機改為補貼發電量；各類補貼資金應從補貼發電端改為補貼分布式光伏發電用戶端。在資金使用上，應通過招標競爭降低光伏補貼成本，從而用盡可能少的資金補貼盡可能多的電量。
光伏國內市場擴容三大制約
《21世紀》：應對目前中國的光伏危機，擴大國內市場需求，已成為業界共識。在操作層面上，光伏發電國內市場擴容還面臨哪些制約因素？
范必：2011年，國內光伏市場安裝量220萬千瓦，僅是全部光伏電池產量的10%左右。在產能閑置、外需不足的形勢下，唯有大幅度擴大國內市場需求，才是緩解全行業困境的根本出路。
光伏國內市場擴容，首先是指導思想上的問題。
光伏發電仍然延續了風電 “大規模、高集中度開發，遠距離、高電壓輸送”
的思路，把開發的重點放在西北荒漠地區。西北五個省光伏發電裝機185萬千瓦，占全國的60%以上，主要都是大型光伏電站。西北雖然風光資源豐富，但本地市場消納空間有限，要用特高壓遠距離輸送到一兩千公里外的華東、華中使用。
從能源利用的一般規律看，分散稀薄的能源應當分散利用，如果集中利用代價會比較大，風電、太陽能發電就屬于這種情況。歐美實行“小規模、分布式，低電壓、就地分散接入系統”的模式，滿足了大部分新增電力的需求。這種模式對電網主頻率和電壓等重要參數的影響甚小，更符合風電、光伏發電的特性和目前技術水平。
其次，補貼效果不夠理想。比如從2009年開始啟動金太陽示范工程，三年累計使用補貼資金約100億元，有力支持了身處困境的光伏企業。但是，由于補貼辦法是按申報事先撥付資金，出現了多報少建、組件采購以次充好等現象，實際并網規模、電站質量，特別是最為關鍵的發電量難以達到申報水平。補貼對拉動光伏產品需求的作用不夠理想。
最后，缺少智能電網技術的有效支撐。在發達國家，智能微電網是為了適應多種電源形式、分布式能源（風、光等新能源和頁巖氣）發展，在用戶側興起的電網建設和運行模式，國際科技界謂之“第三次工業革命”。譬如，美日歐大規模實施屋頂光伏計劃，很多家庭白天用屋頂光伏發電，除滿足自己使用，多余電力可以賣給電網；不足則從電網買電，形成了千家萬戶、星羅棋布使用光伏的格局。國外這些分布式電源點也正是中國光伏產品的主要客戶，德國、意大利去年屋頂光伏分別建成700、900萬千瓦。
我國按照1995年通過的《電力法》，“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”。除了電力公司其它機構不得出售電力。這一規定顯然落后于現代電力發展的趨勢。近年來，國家有關部門和電網企業著力開發智能電網，主要目標是滿足電力大規模、集中、遠距離輸送的需要，對如何向微網、分布式能源開放尚未提上日程，這在很大程度上制約了光伏產品在中國的使用。
補貼方式應做兩大調整
《21世紀》：按各國經驗看，啟動光伏市場離不開補貼機制。目前，國內光伏發電補貼政策在實踐中存在什么問題？
范必：就補貼機制而言，除了上述的金太陽示范工程，可再生電價附加基金也是一種途徑。2011年，國家發改委發布了首個全國統一的太陽能光伏發電上網電價補貼政策，每千瓦時補貼至1.15元或1元。即：超出常規火電上網標桿電價的部分，由銷售電價中加收的可再生電價附加基金支付。
可再生能源電價附加的標準，從最初的2厘/千瓦時，提高到2009年11月的4厘/千瓦時，2011年12月提高到8厘/千瓦時。按現在標準，理論上每年應收可再生能源基金約300億元，由于各種減免政策政出多門，征收過程管理不規范，現基金實際年收入不到200億元。這些錢主要用于風電補貼，約180億元，其它用于電網接入系統工程、生物質能發電、垃圾發電、光伏發電等，總量嚴重不足。目前基金補貼大量拖欠，風電只補到2010年第四季度。光伏發電能夠使用基金的數量較少。
國內光伏市場擴容應調整補貼政策
光伏發電與常規能源相比經濟性較差，還不具備競爭力，在一定時期內要靠補貼才能盈利。但是，對光伏發電的補貼不可能無限制地提高，在補貼資金有限的情況下，要通過合理的制度安排和競爭機制，用盡可能少的資金帶動盡可能多的光伏發電。
《21世紀》：如果進一步擴容中國國內市場，相關補貼政策需要做哪些調整？
首先，應當建立光伏發電補貼的穩定來源。充分發掘現有政策潛力，取消各地自行出臺的可再生能源電價附加減免政策，加強征收和使用各環節的管理，做到應收盡收。僅此一項一年可增加可再生能源基金近200億元，這筆資金可專項用于支持光伏發電。這樣，原來基金中用于風電、生物質能補貼的金額可以基本不動。
其次，對補貼方式進行調整，對金太陽工程發電項目等，從補貼裝機（即國家一次性對光伏發電項目的初始投資進行一定比例的補貼）改為補貼發電量（即國家承諾，在光伏發電項目的生命周期內，業主每發一度電都給與一定的補貼），這樣可以避免虛報裝機、以次充好；對分布式光伏發電項目，應從補貼發電端（即每度電的補貼為光伏標桿上網電價與當地火電上網標桿電價的差值）改為補貼用戶端（即每度電的補貼為光伏標桿上網電價與當地銷售電價的差值）。
由于分布式發電項目，具有自發自用的特點，所以補貼用戶端可以比補貼發電端提高效率數倍。譬如，目前光伏發電上網電價為每千瓦時1元，西部省份火電上網標桿電價普遍不超過0.3元，光伏發一度電國家要補貼0.70元左右。如果要維持這么大的補貼幅度，需要連續大幅提漲銷售電價，這是我國目前經濟社會難以承擔的。我國東部和中部地區工業、商業用電實際價格水平在每千瓦時0.8～1元左右，如果每千瓦時補助他們0.2-0.3元，他們就有積極性采用分布式光伏發電。在西部發電端花0.70元只能補貼1千瓦時，到東、中部用戶端同樣的價錢可以補貼3～4千瓦時左右。
同時，為了提高光伏發電的競爭力，最終達到與常規發電可以競爭的水平，還可通過招標競爭降低光伏補貼成本。譬如，可以在全國范圍內對光伏發電的業主進行補貼招標，選擇最低補貼的企業中標進行光伏發電的開發。這樣也有利于補貼的公共財政資金達到效益最大化，并淘汰光伏產業中的落后產能。
適時修訂《電力法》
《21世紀》：在上述補貼方式改變之后，現有的可再生能源基金中的光伏補貼能起到多大作用？
范必：要最大限度地發揮補貼的作用，需要統籌集中使用光伏補貼資金，包括可再生能源電價附加基金中的光伏補貼、財政資金中用于“金太陽工程”和“屋頂光伏計劃”的資金，一年可以達到近300億元。這些資金如完全用于售電端補貼，假設按每千瓦時補貼0.2-0.3元計算，每年可補貼光伏發電量1200億千瓦時（去年全國光伏發電量為20億千瓦時），相應裝機1.2億千瓦，是現有光伏裝機的40倍，可以有效釋放現有光伏產能。
《21世紀》：隨著分布式光伏發電的推廣，電網是否也應該做配套改革？
范必：我們主張建設靈活、開放、安全的智能電網。電網要利用現代信息技術，為分布式光伏發電提供高效便捷的接入、結算服務。在完成電力市場化改革前，要按照國務院要求，全面實施節能發電調度辦法，優先、全額調度光伏發電上網。適時修訂《電力法》，取消“一個供電營業區內只設立一個供電營業機構”的規定，為分布式光伏發電上網掃清法律障礙。