据国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰向《中国经济周刊》透露，李俊峰所称“路线图”近期将由他所在的学会组织专家、相关企业起草，在技术、成本、政策等多方面内容进行论证，形成文件后上报国家。

    此外，国家发改委能源研究所研究员王斯成在北京“第二届亚洲光伏峰会”上表示，由于规模的扩大、成本的降低，再加上常规电力价格的逐渐上涨，中国光伏发电有望在2015年实现配电侧的平价上网，2020年实现发电侧的平价上网。

    2020年或将实现平价上网

    成本高一直是光伏发电实现大规模商业化的制约因素之一。

    王斯成告诉《中国经济周刊》，美国提出了“太阳能先导计划”，目的就是降低太阳能光伏发电的成本，使其能够在2015年达到商业化竞争的水平。据预测，2016年美国的光伏发电成本将达到14～15美分/千瓦时，届时将与不断上涨的常规电价一致。

    日本方面也提出了类似的计划，日本计划2012年在5%的发电市场可以达到商业化竞争的水平，但是到2020年，则可在76%的发电市场做到商业化竞争。

    对于中国市场，王斯成提供的发展路线图是：2009年，光伏发电上网基准价为1.5元/千瓦时，常规发电上网价为0.34元/千瓦时，按照光伏发电价格每年下降8%、常规发电价格每年上涨6%的模型计算，2015年光伏装机价格将为1.5元/千瓦时，常规电价为1元/千瓦时；到2020年光伏装机价格将为1.0元/千瓦时，常规电价达到0.6元～0.8元/千瓦，“光伏发电电价降到每千瓦时1元以下时就不需要补贴了，将完全实现‘平价上网’。”

    设备原材料的成本下降将是促成光伏发电成本下降的重要因素。王斯成告诉记者，多晶硅材料的下降将是持续的，“从市场来看，多晶硅已经从2008年10月的365.8美元/公斤降到了2009年12月的51.9美元/公斤，而研究机构认为，多晶硅价格还将继续下降，直到30美元/公斤。”此外，“根据专业机构的研究结果，当光伏产量翻倍，价格将下降22%。

    王斯成表示，根据《可再生能源法》和《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(实施细则)的规定，电网企业要全额收购可再生能源的发电量，根据合理成本合理利润给出合理上网电价，同时不让电网企业赔钱，超出常规电价部分将在全国电网分摊。

    可再生能源电价补贴

    2020年将筹得2240亿元

    尽管光伏发电成本已从4元多降到了1元多，“但仍很高”。由于光伏发电并不能解决当下的用电需要，国家短期内是否会拿出资金来补贴光伏发电的高成本给发电企业带来的巨大负担，在业内尚存争议。

    厦门大学中国经济研究所主任林伯强告诉《中国经济周刊》，发达国家居民对清洁能源的支付意愿和支付能力更强。与发达国家相比，中国人均GDP相差20多倍，造成中国居民的能源支付意愿和支付能力都不强，“如果靠政府补贴，政府能拿出四五十亿元就已经算很高了。”

    然而，在王斯成看来，中国发展光伏发电并“不差钱”。他说，发改委在2008年6月提出了在全国每度电征收2厘的可再生能源电价补贴，并于2009年11月进一步增加到了4厘，按此计算，每年全年将征收120亿元～200亿元，“按照中国目前的电力装机的发展速度，到2020年将增加至17亿千瓦，达到发达国家的人均1千瓦装机的水平，到时累计可筹资可再生能源电价补贴2240亿元。”王斯成说。

    根据王斯成的测算，中国目前的可再生能源电价补贴政策保证了中国拥有足够的资金维持对光伏发电发展的补贴。考虑到在2020年的时候，我国光伏发电的装机量所占比例依然不高，无论是现在还是未来，我国都拥有足够的资金维持对光伏发电的发展的补贴。

    根据国家能源部门公布的2020年中国能源构成预测，2020年一次能源消耗总量为46亿吨标准煤，其中非化石能源要占到15%。据此，光伏发电装机需要从目前的14万千瓦增长到2,000万千瓦。

    “按照2020年的累计补贴资金2240亿元计算，可补贴1亿千瓦的光伏发电装机量。”王斯成说。

    电网接入技术瓶颈正打破

    除了成本因素以外，长期以来，“电网接入”一直是新能源发展中的掣肘。对于光伏发电的发电侧并网来说，同样面临此问题。

    “电网滞后导致的上网困难，已经致使东北、内蒙古都相继出现了上网难的问题。”李俊峰透露。

    电监会2009年发布的《可再生能源电量收购和电价政策执行情况监管报告》和《我国风电发展情况调研报告》亦多次指出，电网企业新能源电网接入滞后，导致风电和太阳能发电企业发电无法上网。

    面对这些指责，国网公司的表态是，目前新能源发展中存在诸多实际问题，如风电缺乏统一规划、一些地区新能源投资盲目、新能源调峰能力不足，这些都给电网“无条件全额收购可再生能源电”带来了难题。

    国网电力科学研究院清洁能源发电研究所高级工程师吕宏水表示，太阳能企业“规模开发高压输送”与“分散接入，就地消纳”的开发模式，对电网安全运行带来了巨大挑战。为应对即将到来的太阳能发电爆炸式增长，需提前开展太阳能发电并网运行关键技术的研究工作。

    2009年9月，国家电网成立了“国家能源太阳能发电研发(实验)中心”，其主要任务即是研究大规模太阳能并网发电的应用技术难题。受国家能源局委托，国家电网公司还组织编制了《光伏电站接入电网技术规定(试行)》，该规定已经于2009年7月21日上报国家能源局，并开始在国网系统内实施执行。

    吕宏水告诉《中国经济周刊》，小型并网光伏电站的移动检测平台今年1月已经建成，可开展电站现场检测服务，大中型并网光伏电站的移动检测平台和兆瓦级光伏逆变器并网检测环境也将于今年6月建成投入运行。

    “其实各大传统发电企业也是光伏发电上网的巨大阻力。本来可以运行30年的企业，如果10年就被光伏取代，那么多投资怎么办？”一位不愿透露姓名的业内人士告诉《中国经济周刊》。

    《上网电价法》应对光伏开放

    当然，除了成本和技术之外，如何从体制上化解光伏发电难以上网的问题，亦引发讨论。

    《可再生能源法》明确规定了“上网电价”和“全网平摊”的条款，但至今仍没有把太阳能光伏发电纳入“上网电价”，而坚持采取“一事一议”的招标方式。

    “中国如果仅靠示范工程推动太阳能产业发展是不够的，光从财政得到一些补贴也是不够的，因为它不是一种长效机制。上网电价这种方式比较好，能够让全社会分摊太阳能光伏发电带来的价格压力，从而保证产业健康发展。”全国人大代表、晶龙集团董事长靳保芳在接受媒体采访时这样表示。

    中国可再生能源学会副理事长、光伏专委会主任赵玉文亦表示，“我国光伏发电市场持续发展缓慢，当前亟待认真落实光伏发电《上网电价法》，启动我国的光伏市场。”

    据赵玉文介绍，德国是《上网电价法》首先对光伏开放的国家，其强大的推动力使得德国的光伏市场迅速扩大，2009年安装已经达到3.2GWp。同时，《上网电价法》还让光伏的系统成本快速降低，自2004年以来，德国光伏系统成本降低了32%。2000年－2007年，德国PV电站建设投资就超过150亿欧元，光伏生产线建设投资超过30亿欧元。

    “使光伏发电进入市场，让市场机制发挥了作用，使建设光伏电站成为上好的获利投资项目，从而调动了全社会的积极性。引入市场经济机制，自由竞争，优胜劣汰，还有利于提高质量、降低成本。”赵玉文说。

    目前，已经有40多个国家和地区实施了《上网电价法》，光伏市场也由德国很快扩张到整个欧洲、美国部分州、南韩、印度等国家，而且还正在向更大范围扩大。

    中国是实施《上网电价法》的国家之一，“但对光伏发电还未开放”。