汉能主席：大力发展薄膜光伏产业应成为国家意志

刚刚结束的全国两会上，全国政协委员、全国工商联副主席、汉能控股集团董事局主席兼首席执行官李河君一口气提出了4项有关我国太阳能光伏产业发展的提案或建议，分别是《薄膜太阳能技术研发和装备制造应纳入“十三五”重大专项》《关于全面落实〈国家节能发电调度办法〉、明确新能源为替代能源的建议》《关于促进分布式光伏电站快速健康发展的建议》《关于切实落实“有保有压”金融政策、保障先进薄膜光伏企业合理融资需求的建议》。在提案和建议中，李河君对光伏产业的系统性分析和战略性思考令乍暖还寒中的业界为之一振。就这些提案和建议所涉内容，李河君近日接受了科技日报记者专访。

　　薄膜太阳能先进技术研发和高端装备制造应纳入“十三五”重大专项

　　科技日报：跟我国多数产业“大而不强”的国际定位一样，国内光伏业近年来也经历了从爆发式增长的春天到欧美“双反”之后的严冬这样一个起伏跌宕过程，特别是2006年后两度“过山车”式的起落令人印象尤深。事实上，几年前，包括您在内的不少业内有识之士就曾对光伏产业的“外部市场过度依赖”和“晶硅技术路径依赖”提出过不止一次预警，但跌宕仍如期而至。这是为什么？

　　李河君：这涉及一个基本的判断：我国光伏产业核心竞争力不足。

　　尽管目前我国光伏电池产量约占世界总产量的60%，但先进技术、关键材料和高端装备仍然依靠进口，尤其是高端成套装备进口推高成本，“绑架”技术创新。

　　具体体现在，光伏高端装备制造业处于价值链高端和产业链核心环节，是推动光伏产业转型升级的引擎。而实际情况是，全球薄膜电池的设备供应商很少，进口设备成本高。此外，关键设备的进口也会导致技术上对设备供应商的依赖。

　　科技日报：我们注意到您在不同场合多次阐述“薄膜化、柔性化是太阳能技术发展的总趋势和方向”；在当前晶硅电池仍占据光伏市场主流的大背景下，怎样理解这一“趋势和方向”？

　　李河君：晶硅电池是第一代太阳能电池，薄膜电池是第二代、第三代太阳能电池。薄膜和晶硅的区别，打个比方，就是286、386电脑和苹果iPad的区别。薄膜的优势在于，无污染、低耗能、广应用、低成本。目前，薄膜的度电成本已经低于晶硅，而薄膜的转化率也已跟晶硅不相上下，甚至有所超越。此外，薄膜还在温度系数、弱光发电方面有明显优势。在可预计的10—20年内，很难有技术替代薄膜。

　　值得借鉴的是，目前欧美从事晶硅技术研发的企业越来越少，对薄膜技术研发的投入越来越大。德国、日本作为世界光伏产业的领导者，通过政府电力生产成本补贴和对先进技术研发进行持续的公共投资，扶持了光伏产业的持续领先和发展。

　　科技日报：国内薄膜电池技术应用处于什么样的水平？

　　李河君：国内多家光伏企业现已进入最具工业化前景的CIGS（铜铟镓硒）薄膜太阳能电池领域，通过全球技术并购、自主创新、引进设备或与国外设备企业合作等，加快其产业化进程。但由于薄膜电池未形成通用的技术和设备，技术更新换代时整套设备也要全部更换，导致其工艺改进的成本非常高。如果没有国家对技术研发和设备更新的资金支持，单靠企业一己之力很难实现全行业的转型升级。

　　因此，要扩大产能、降低制造成本，就必须实现薄膜产业高端装备的国产化。具体做法上，应在国家层面明确光伏产业的技术发展方向，建议将薄膜太阳能先进技术研发和高端装备制造纳入“十三五”国家科技重大专项，形成国家意志。

　　新能源不是补充，而是替代化石能源

　　科技日报：早在2007年8月，国务院四部委办制定的《节能发电调度办法（试行）》中就规定“优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序”；2013年7月出台的《分布式发电管理暂行办法》规定“电网企业应保证分布式发电多余电量的优先上网和全额收购”。而国家电网公司2013年2月27日也发布了含金量颇高的《关于做好分布式电源并网服务工作的意见》，承诺从3月1日起分布式清洁电源发电量可以全部上网。但为什么“弃光弃风”等新能源消纳难现象仍大量存在？

　　李河君：从根本上说，这是因为“新能源是替代能源”的战略定位还不够清晰。

　　在现有技术条件下，可再生能源应当也完全可以做到大规模替代化石能源。从德国、丹麦等先进国家的实践经验看，可再生能源电力已经成为电力结构中的主要组成部分；在我国，光伏、风电等的装机、发电比重也逐年上升。但目前新能源优先发电、全额消纳还没有在全社会形成共识。当务之急，要从观念上明确，太阳能发电等新能源不是用来弥补电力缺口的补充，而是对煤电等化石能源的替代。

---

　　科技日报：理念先行是对的。但新能源的替代毕竟有个过程，其中一定伴生着存量的阵痛。如何有利于加速新能源替代，您在操作层面有什么具体建议吗？

　　李河君：电力行业12年前就按“厂网分开”启动改革，因此在各个垄断性行业中最具备率先推进改革的条件。建议国家将电力行业市场化改革作为全面深化改革的突破口之一，统一部署、率先启动。在国家对电网企业单独定价、严格监管的基础上，放开发电和用电价格，实行由发电方和电力用户通过市场交易形成电力价格的市场机制。这是突破体制性障碍的根本。

　　其次，应尽快取消行政安排的发电量计划指标体系。落实《可再生能源法》，确定“非化石能源无条件优先替代化石能源”法律原则，在全国范围内推行《节能发电调度办法》，实现“任一时刻发电所用的化石燃料消耗最少”。

　　至于因节能调度办法导致发电量收入不足以支撑正常经营的燃煤火电机组，如果是电力系统调峰，备用所需的容量范围，可由国家给予“容量费用”；其余火电机组，均由企业按经济原则处理亏损问题。

　　分布式光伏五大难题亟待解决

　　科技日报：国家能源局明确2014年我国光伏项目建设规模为14G瓦，其中分布式占60%，主要向东部有补贴和电价较高地区倾斜。但就目前情况看，被定义为我国未来光伏电站主要发展方向的分布式光伏应用推广却并不顺利，您认为这是什么原因造成的？

　　李河君：分布式光伏发展目前面临几个突出问题：第一，由于分布式电站核心部件仅安装在厂房屋顶，是否正常运营对用能单位的正常生产经营不构成直接影响，导致用能单位违约成本较低，项目违约风险较高；这使得金融机构审批项目贷款时，未来现金流收益很难通过风险评估，结果导致融资难。第二，目前实施的“优先自发自用、余量上网”政策，某种程度上导致项目结算涉及多个不同的相关利益主体，无形中增加了项目复杂程度和结算风险。第三，现行度电补贴水平严重挫伤发电投资商积极性，影响了分布式电站大规模发展。第四，并网难仍是制约光伏电站建设的瓶颈，特别是有的地方电网系统，国网政策不适用，导致已接近建成的分布式项目无法接入。第五，中央与地方相关政策存在不配套问题。

　　要尽快解决这些问题，应尽快理顺实施细则，减少项目立项报批程序，简化各环节手续，使项目从立项、建设、竣工验收、并网、结算等手续简便易行，使产业扶持政策能够尽快起到实效，使度电收益足以覆盖投资企业融资贷款所需的本息和行业投资利润要求。扶持电网公司技术改造，借鉴欧美电网统一结算方式，从根本上解决光伏电站上网难、结算难问题；如德国分布式光伏“强制统一上网、统一以固定电价与电网结算、政策性金融机构主导”的成功经验，使其客观上成为项目融资的担保，为分布式光伏电站融资创造条件。