意大利2003年宣布对光伏上网电价进行补贴，当时约定期限是20年，政策于2005年9月19日正式生效。当初补贴标准定的很高，大型光伏项目FIT最高能达到49欧分/千瓦时。意大利规定，当年补贴规模不超过100兆瓦。但补贴计划公布仅9天，申报指标就告急，之后2个月不到，申报规模超过300兆瓦。到了2006年底，当年申报补贴的光伏项目规模已经接近500兆瓦。

　　2006年意大利政府换届选举，新总理普罗迪任命绿党领袖阿方索·皮考拉罗·斯卡尼奥担任环境部长。斯卡尼奥一上任就对FIT机制进行改革，取消了补贴的规模上限，并于2007年设立新规：将光伏产品的增值税从原来的20%下调至10%，并且简化了申报流程。除了补贴略微向大型光伏项目倾斜，整个机制没有实质性的变化。结果政府控制市场规模的初衷落空，并向更糟的趋势发展。2008年意大利光伏装机同比翻了5倍，从2007年的87兆瓦增加到432兆瓦。政府背负的补贴越来越重，2008年全行业补贴达到1.1亿欧元。2009年市场扩容的速度有增无减：光伏装机翻了3倍，达到1.144吉瓦，上网电价补贴因此累计增加3.03亿欧元。

　　在补贴负担日益沉重的同时，光伏电池板价格大幅下滑。2008年贝卢斯科尼重掌政权，中右翼政府上台后就此展开了激烈讨论，意大利最终在2010年颁布第三能源法案，其核心被外界解读为下调FIT。为了达到欧盟整体的气候变化和能源目标，意大利同时还制订了本国的光伏发展规划：计划到2020年全国光伏装机要达到8吉瓦。但很多市场人士认为，8吉瓦的目标野心太大，很有可能完不成。

　　不过政权更迭和政治路线的斗争丝毫没有阻挡光伏市场扩张的势头，2010年光伏装机再次同比增长2倍，扩至3.47吉瓦，补贴规模也增加到8亿欧元。政府到头来发现，FIT下调幅度不够，还需要进一步进行改革。2011年中期，意大利政府第四次颁布能源法案，规定FIT将逐年下调，并且恢复了每年补贴申报规模的上限（2005年设立过，2007年改革取消——编者注）。

　　但精明的光伏产商很快就发现了其中的漏洞。2010年版本的能源法案规定，凡在2011年6月30日之前投运的光伏电站可按2007年标准享受上网电价补贴，2007年的标准定的非常高。于是，补贴申请像雪片般飞来，导致政府无法在法定的60天期限内审核完毕。大部分行业专家认为，尽管会有大量项目在期限之内不能完工，但业主还是会提前提交申请，以便拿到补贴。当然，目前既无法统计“违规”操作的项目到底有多少，也没办法搞清是哪些项目“违规”操作。

　　简而言之，截至2011年底，意大利光伏装机达到12.75吉瓦。上网电价补贴总额已经高到无法承受的地步，仅当年光伏上网电价就补贴了39亿欧元。据信，这个数字还将进一步提高，只不过增长速度相比前几年将略微下降。相信读者一定能猜到其中的原因：意大利正在研究颁布第五能源法案。不过，光伏发电的问题并不仅仅是补贴负担太重这么简单，光伏发电占整个电力市场的比例很小也是行业发展的障碍。

　　光伏发展拉高电力供需平衡成本

　　2012年3月30日，意大利电力用户接到一个噩耗：国家天然气和电力独立监管机构（Aeeg）宣布将上调民用电价9.8个百分点，其中4%用于支付可再生能源补贴，余下的5.8%用于平衡可再生能源上网对电网造成的负担。Aeeg当时还强调，2012年光伏补贴将提高到60亿欧元。7月份，由于市场电价下跌以及补贴和电力供需平衡成本的增加，民用电价再次上涨0.2%。

　　要了解到底是怎么回事，就必须搞清意大利电力市场的运行机制。在电力现货市场上，供应与需求相互匹配。但可再生能源发电享有优先上网权，因此光伏电站发了电，只要不是自用，电网企业都得优先输配。政府下属的负责可再生能源补贴机制和清洁电力市场管理的机构GSE每天的必修课就是预测隔天的光伏发电量，现货市场上实际交易的电量要同电力消费总量减去合同直购电量以及清洁发电量之后剩下的数值相等。如果清洁发电量高于或者低于GSE的预测，电网企业将不得不求助于常规能源发电企业实时调整发电量，来满足用电需求，但这样一来，成本将比正常发电要高得多。如果光伏等可再生能源发电量占电力需求的比例很小，那么上述所说的就不是大问题，但如今的形势显示，时代不同了。

　　2011年意大利电力消费总量为332.3万亿瓦时，光伏电力占比3％。看起来不起眼，然而实际上这3%的发电量就能对电网产生巨大的影响，尤其电网如果发生阻塞，将放大发电量过高或不足的影响。此外，光伏发电一天只能维持几个小时，也就是说光伏电力每天只有几个小时能占到电力需求的3%。但在天气晴好时，光伏发电量实际上几乎能满足整个用电需求。

　　此时，电网线路不畅就成了大问题，意大利绝大部分光伏电站在阳光充沛的南部地区，而用电负荷则分布在北方，因此北－南向的高压线路经常阻塞。除了“主干道”不通畅，地方供电企业运营的大量小型可再生能源项目要想上网还存在技术障碍。

　　为解决上述问题，电网企业Terna要求投资储能设施。对于这点，外界存在很大争议，Terna一旦获准，将有权决定储能设施的选址和管理方式，无疑权力过大。常规能源企业则希望通过政府投钱，改进自身运营机制的方法解决问题。

　　不管最终哪种方案被采用，都会对市场产生影响。各方目前商讨的方案不但将调整电力补贴，而且会改变整个电力市场的运行生态：意大利电力市场将从企业充分竞争、完全市场化的模式转变至政府和监管机构管控的模式，因此市场竞争很可能被弱化。这种变化也会传导至消费终端：电价是高是低以后将由政府说了算，消费者对供电商的自主选择权最终会被削弱。

　　清洁电力与常规能源电力竞争激烈

　　2009年，对电力需求不断增长的意大利而言是一个转折年，由于陷入经济衰退，这一年意大利电力消费需求突然下降，在此之后，需求回暖的迹象也不甚明显。有人推断，经济衰退并非导致电力市场规模缩小的唯一因素，清洁电力，尤其是光伏发展也是促因之一。

　　清洁电力往往与市场脱节，之所以如此，主要是因为清洁能源发电几乎接收不到价格信号，光伏的补贴直接补贴到上网电价，而其他可再生能源则是通过更为复杂的“绿色认证”机制进行补贴。上述两种机制都不存在规模风险，因为每一度清洁电力都拥有优先上网权。

　　意大利电力总需求呈下降趋势，然而无论是清洁能源还是常规能源发电量都在持续上升。数据显示，尽管常规能源装机规模上升，但利用小时数却非常低，因此要通过运营回收施工成本变得越来越困难。

　　这还不是问题的全部。常规能源发电量不但受挤压，电价也相对较低。光伏发电一般集中在一天的中间时段，这个时段用电需求最高，因此该时段的电价定得最高。在边际定价机制中，任何特定时刻的结算电价都等于边际电厂的边际成本。光伏电站通常投标价可以低至0元，这意味着投运之后反正可以拿到优厚的上网电价补贴，所以光伏电价与市场价格往往是脱节的。因此边际电厂效率更高，成本更低。光伏发电规模扩张使得夏季峰值电价下降了30%－50%。

　　但传统能源电力企业有一个优势：黄昏，光伏发电量降低的时候，必须依靠传统能源电厂填补缺失的电量。要实现这一点，往往需要传统能源电厂配备能快速启动的联合循环燃气涡轮机（CCGT），对于边际电厂而言，意味着要增加较高的边际成本。为了尽可能地减轻负担，电厂被允许把夜间电价定的比峰值电价还高或者至少一样高。这样做引起了民众反感，他们多年来被灌输的意识是尽量避开白天峰值，多用夜间的便宜电。

　　虽然必须承认传统能源市场份额和收益下降是过度投资的结果，不过政府政策和监管不力也是原因之一。CCGT项目从审批到投运至少得5年，2010年完工的CCGT电厂实际上2005年就已经规划出来了。要让电站业主在2005年的时候就能预测到之后5年，政府公布了4个不同版本的光伏补贴政策，让光伏装机像坐火箭一样迅速从7兆瓦蹿到12.75吉瓦，确实是勉为其难。谁能猜到光伏装机翻了182倍呢？

　　意大利的案例告诉我们一个教训：通过政策的确可以起到迅速调整电力市场结构的作用，但并不是最符合公众利益的方式。