實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電用戶側(cè)并網(wǎng)需調(diào)整政策和創(chuàng)新機(jī)制

　　2009年，我國啟動“光電建筑”、“金太陽示范工程”和敦煌大型荒漠光伏電站招標(biāo)等多個項(xiàng)目。截至2010年底，我國光伏發(fā)電裝機(jī)為890兆瓦，其中屋頂光伏電站裝機(jī)規(guī)模約30萬千瓦。在財(cái)政部、科技部、住建部和國家能源局等相關(guān)部門的推動下，近年來我國光伏發(fā)電市場，尤其是用戶側(cè)的屋頂光伏發(fā)電市場得到飛速發(fā)展。

　　然而，在近兩年的示范過程中，用戶側(cè)光伏并網(wǎng)也遭遇到一些政策和機(jī)制障礙，致使項(xiàng)目難以確定合理的上網(wǎng)方式和上網(wǎng)電價，導(dǎo)致示范工程進(jìn)展緩慢。去除用戶側(cè)并網(wǎng)的約束性政策，創(chuàng)新管理機(jī)制，推動金太陽等光伏發(fā)電示范工程取得突破性進(jìn)展，未來5—10年我國光伏產(chǎn)業(yè)將迎來“騰飛”式的發(fā)展。

　　一、用戶側(cè)并網(wǎng)在安裝空間、技術(shù)和資金支持方面均不存在問題

　　調(diào)研時，國家發(fā)展和改革委員會能源研究所研究員王斯成向新華社記者表示，在我國規(guī)模化推廣用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏市場應(yīng)考慮以下幾個關(guān)鍵因素：

　　一是是否有足夠的安裝空間；二是技術(shù)上是否可行；三是在現(xiàn)行政策體制下是否有足夠的經(jīng)費(fèi)支持；四是在現(xiàn)行的推廣模式下項(xiàng)目是否在經(jīng)濟(jì)上可行；五是是否有合適的能夠可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)化運(yùn)作模式；六是建成的光伏系統(tǒng)在用戶側(cè)能否順利接入配電網(wǎng)。

　　據(jù)2009年《中國統(tǒng)計(jì)年鑒》，我國現(xiàn)有建筑總面積410.2億平方米，屋頂面積178億平方米、南墻面積139億平方米，合計(jì)317億平方米。據(jù)住建部人居環(huán)境中心測算，實(shí)際可利用面積185.1億平方米。按照1平方米安裝60瓦光伏組件，則可安裝11.1億千瓦；即使只利用20%的可利用面積，安裝量也不少于2億千瓦。因此，安裝空間不存在問題。

　　光伏發(fā)電系統(tǒng)在計(jì)費(fèi)點(diǎn)用戶側(cè)并入電網(wǎng)，稱作“用戶側(cè)”并網(wǎng)。當(dāng)光伏穿透率低時，不會有任何技術(shù)問題，美國將這一比例確定為15%，日本為20%。而當(dāng)光伏穿透功率較大，在白天負(fù)荷較小的情況下，有可能出現(xiàn)光伏總功率高于總負(fù)荷，光伏電量則通過配電變壓器向初級高壓側(cè)反送電，被稱作“逆功率”，這會使配電網(wǎng)網(wǎng)壓升高，造成安全隱患。對此，可以采用無功調(diào)壓或安裝防逆流裝置來防止網(wǎng)壓升高，僅會損失部分光伏電量。因此，無論是低穿透率還是高穿透率，光伏在用戶側(cè)并網(wǎng)都不會造成安全隱患，用戶側(cè)光伏并網(wǎng)的電能質(zhì)量和安全性已經(jīng)有國際電工委員會標(biāo)準(zhǔn)和國家GB標(biāo)準(zhǔn)，所有技術(shù)問題都有成熟的解決方案。

　　2009年，我國啟動金太陽和屋頂項(xiàng)目近300兆瓦，2010年啟動 400兆瓦，2011年將啟動約800兆瓦。去年底，財(cái)政部副部長張少春表示，2012年以后金太陽工程每年裝機(jī)將不少于1000兆瓦，這部分資金并不受每千瓦時電4厘可再生能源電力附加資金的限制。按照1千瓦補(bǔ)貼10.8元，1000兆瓦需要108億元。隨著光伏成本的下降，補(bǔ)貼資金將逐年減少，直到光伏成本達(dá)到用戶側(cè)“平價上網(wǎng)”。據(jù)記者了解，除了中央財(cái)政補(bǔ)貼，江蘇、浙江、山東和北京市等省市還出臺了扶植金太陽工程的地方性補(bǔ)貼政策，各界反映補(bǔ)貼資金不成問題。

　　調(diào)研時，有關(guān)管理部門負(fù)責(zé)人、業(yè)內(nèi)專家、金太陽項(xiàng)目業(yè)主和設(shè)備提供商都表示，推廣用戶側(cè)并網(wǎng)光伏市場，在安裝空間、技術(shù)和資金支持方面都不存在問題，但由于存在諸多政策矛盾和機(jī)制障礙，旨在摸索和示范用戶側(cè)并網(wǎng)的金太陽工程等與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電項(xiàng)目進(jìn)展不如人意。

　　二、阻礙用戶側(cè)并網(wǎng)推廣的政策矛盾——光伏項(xiàng)目享受銷售電價還是脫硫燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價，按“負(fù)荷管理”方式還是電站方式進(jìn)行管理

　　2009年7月16日，財(cái)政部、科技部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布金太陽示范工程的通知，通知指出“各地電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)積極支持并網(wǎng)光伏發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)，提供并網(wǎng)條件。用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量原則上自發(fā)自用，富余電量及并入公共電網(wǎng)的大型光伏發(fā)電項(xiàng)目所發(fā)電量均按國家核定的當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價全額收購”。同時明確規(guī)定，“利用工礦、商業(yè)企業(yè)以及公益性事業(yè)單位既有建筑等條件建設(shè)的用戶側(cè)光伏發(fā)電項(xiàng)目，單個項(xiàng)目裝機(jī)容量不低于300千瓦”。而同年7月24日國家電網(wǎng)公司發(fā)布的光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定卻明確規(guī)定，光伏發(fā)電裝機(jī)容量超過200千瓦的必須接入10千伏及以上電壓等級電網(wǎng)。

　　此后，雖然該技術(shù)規(guī)定起草單位的評審專家解釋說，技術(shù)規(guī)定所要表達(dá)的是，只要光伏項(xiàng)目的單點(diǎn)接入容量不超過200千瓦，就允許在低壓400伏電網(wǎng)接入，而不是指整個項(xiàng)目的裝機(jī)容量；隨著示范的不斷推進(jìn)，目前的金太陽工程項(xiàng)目發(fā)電容量動輒幾兆瓦，分散在廠礦各個屋頂上的光伏電池所發(fā)電量可以就近接入配電網(wǎng)，為就近的用電設(shè)備供電，無需將整個項(xiàng)目所發(fā)電量集中上網(wǎng)，但5月13日參加由財(cái)政部、國家能源局、科技部和住建部組織召開的“金太陽示范工程座談會”的13個光伏發(fā)電集中應(yīng)用示范開發(fā)區(qū)，大多數(shù)都反映，由于該技術(shù)規(guī)定表述不清晰導(dǎo)致的理解偏差，當(dāng)?shù)仉娏疽蠼鹛柟こ添?xiàng)目集中建升壓站，從發(fā)電側(cè)并網(wǎng)，并以對待公共電站的方式來管理光伏發(fā)電項(xiàng)目。

　　這就和金太陽工程的“用戶側(cè)”并網(wǎng)和“自發(fā)自用”，即允許用“抵消電量”的方式運(yùn)行光伏系統(tǒng)的原則直接相抵觸。專家表示，金太陽和光電建筑項(xiàng)目的盈利要點(diǎn)是“用戶側(cè)并網(wǎng)，抵消電網(wǎng)電量，自發(fā)自用”，抵消電量意味著光伏電量的價值等效于電網(wǎng)的零售電價。從“用戶側(cè)”并網(wǎng)轉(zhuǎn)變?yōu)椤鞍l(fā)電側(cè)”并網(wǎng)，產(chǎn)生的最直接影響就是，將導(dǎo)致光伏電量的價值從用戶側(cè)的銷售電價，一下變成當(dāng)?shù)孛摿蛉济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價，使項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性完全喪失。

　　金太陽示范工程規(guī)定，國家對光伏項(xiàng)目初始投資給予50%的補(bǔ)貼。據(jù)王斯成測算，以2011年項(xiàng)目為例，我國光伏系統(tǒng)平均造價為1.5萬元/千瓦，國家補(bǔ)貼后，初始投資為0.6萬元/千瓦，在保證稅后內(nèi)部收益率10%，年滿發(fā)1100小時情況下，合理電價是0.7元/千瓦時。我國很多省自2009年11月開始實(shí)施峰谷電價，地處東部的北京、上海、廣東、浙江等省市白天的商業(yè)和小工業(yè)用電電價平均為0.9525元/千瓦時，遠(yuǎn)高于0.7元/千瓦時，開發(fā)商可以盈利。而燃煤脫硫電價即使是在東部各省也僅在0.35—0.45元/千瓦時左右，最高的廣東省為0.49元/千瓦時，兩者相差50%以上。如果執(zhí)行當(dāng)?shù)厝济弘妰r，即便在西藏年滿發(fā)1963小時，項(xiàng)目內(nèi)部收益率也只有4.24%，西部其他省區(qū)和東部地區(qū)就更低了?？梢?，金太陽工程和光電建筑項(xiàng)目若不能享受用戶側(cè)零售電價而以發(fā)電側(cè)燃煤脫硫電價并網(wǎng)，則在經(jīng)濟(jì)上不可行。

　　并且，與“自發(fā)自用”的自備電站相比，公共電站的建造成本要高很多，報批手續(xù)更復(fù)雜、報批時間更長。調(diào)研時，專家指出，在規(guī)定穿透率的情況下，用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)應(yīng)當(dāng)按照“負(fù)荷管理”的原則執(zhí)行，屬于電網(wǎng)的不受控單元，其功率波動與負(fù)荷的波動在同一數(shù)量級，因此金太陽工程用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏系統(tǒng)不應(yīng)按照發(fā)電站進(jìn)行管理，做到“只監(jiān)測、不調(diào)度”即可。并且，只要光伏穿透率不超過30%，有功無功調(diào)節(jié)、低電壓穿越等過高的技術(shù)要求都是不必要的。

　　此外，應(yīng)當(dāng)設(shè)置合理的電網(wǎng)接入系統(tǒng)費(fèi)用和入網(wǎng)檢測費(fèi)用，對于用戶側(cè)并網(wǎng)光伏系統(tǒng)一般不應(yīng)超過初始投資的5%。為了金太陽工程的順利實(shí)施，電網(wǎng)公司應(yīng)盡快發(fā)布簡單、易行的用戶側(cè)電網(wǎng)接入標(biāo)準(zhǔn)和管理辦法，而且一定要下發(fā)到地方電力部門，使基層電力部門有章可循。

　　三、突破用戶側(cè)并網(wǎng)的機(jī)制障礙——國家宜修訂電力法，企業(yè)需引入合同能源管理方式創(chuàng)新商業(yè)運(yùn)營模式，電力部門應(yīng)創(chuàng)新受賣電機(jī)制

　　金太陽和屋頂示范項(xiàng)目一般規(guī)模較小，大部分在幾百千瓦到幾兆瓦。相對而言，實(shí)行集中連片示范，形成規(guī)模效應(yīng)，有利于進(jìn)一步降低系統(tǒng)造價，也有利于電網(wǎng)集中管理。為此，我國在2010年底首批確定了北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)等13個開發(fā)區(qū)作為“光伏發(fā)電集中應(yīng)用示范區(qū)”，一期建設(shè)規(guī)模為170兆瓦。據(jù)初步統(tǒng)計(jì)，我國有100多個國家級經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)區(qū)、高新技術(shù)開發(fā)區(qū)，平均每個開發(fā)區(qū)面積都在幾十平方公里，可安裝光伏發(fā)電規(guī)模約在100兆瓦，這樣僅國家級開發(fā)區(qū)就可以實(shí)現(xiàn)1000萬千瓦裝機(jī)。加上數(shù)百個省級開發(fā)區(qū)和工業(yè)園區(qū)，可裝機(jī)規(guī)模更大。

　　據(jù)了解，在上述13個“光伏發(fā)電集中應(yīng)用示范區(qū)”中，上海張江和深圳高新區(qū)有不少企業(yè)采取租賃方式，將屋頂租給有經(jīng)驗(yàn)、有實(shí)力、專業(yè)化的大型能源企業(yè)，進(jìn)行集中建設(shè)光伏發(fā)電系統(tǒng)，所節(jié)省的電費(fèi)，按照雙方的約定共享收益。

　　王斯成表示，金太陽示范工程的原則是“用戶側(cè)并網(wǎng)”和“自發(fā)自用”。如果是自己的建筑，當(dāng)然沒有問題，但如果光伏系統(tǒng)開發(fā)商和建筑本身不屬于同一單位，則會出現(xiàn)“為別人省電”和如何進(jìn)行利益分配的問題。對此，合同能源管理的方式是很好的商業(yè)模式。光伏系統(tǒng)開發(fā)商與建筑所有者簽訂協(xié)議，建筑所有者將省下來的電費(fèi)按照租賃光伏電源的方式支付給光伏開發(fā)商，而光伏開發(fā)商以租賃屋頂?shù)姆绞綄ㄖ姓呓o以適當(dāng)補(bǔ)償，這對于雙方都是有利的，是一種“雙贏”的商業(yè)化模式，將有效解決開發(fā)區(qū)眾多業(yè)主很難集中成片示范的問題，而且有利于提高建設(shè)質(zhì)量，降低成本，推動規(guī)?；瘧?yīng)用進(jìn)程。

　　但在實(shí)際操作中，金太陽工程中的合同能源管理方式遭到了地方電力公司的質(zhì)疑。中新天津生態(tài)城的負(fù)責(zé)人反映，天津市電力公司明確表示，生態(tài)城中金太陽示范工程的業(yè)主采用合同能源管理方式運(yùn)營光伏發(fā)電系統(tǒng)，就是在向屋頂所有者售電，而我國電力法規(guī)定，除了電力公司，任何機(jī)構(gòu)都不得向用戶出售電力。因此，光伏發(fā)電的電量只能賣給電力公司，而電力公司的收購按照天津市脫硫燃煤標(biāo)桿上網(wǎng)電價結(jié)算。

　　多位業(yè)內(nèi)人士指出，按照現(xiàn)行電力法，采用合同能源管理方式運(yùn)營金太陽工程中的光伏發(fā)電系統(tǒng)，確實(shí)有“違法”之嫌。為此，我國應(yīng)對電力法進(jìn)行適當(dāng)修改，出臺包括用戶側(cè)并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)在內(nèi)的分布式能源管理辦法，改變以往的一些電力管理方法，允許大量分布式能源接入用戶側(cè)，減少電損、增加供應(yīng)。同時，為形成多贏的局面，金太陽工程的光伏發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)營商可以支付電力公司0.10-0.13元/千瓦時的過網(wǎng)費(fèi)，使電力公司能夠回收因售電量減少但基礎(chǔ)電網(wǎng)服務(wù)沒有減少而產(chǎn)生的成本。

　　電網(wǎng)接入是金太陽示范工程和光電建筑能否順利實(shí)施的關(guān)鍵。只要能夠解決光伏系統(tǒng)用戶側(cè)并網(wǎng)和經(jīng)濟(jì)、可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)化運(yùn)作模式問題，光伏系統(tǒng)有望在我國出現(xiàn)爆發(fā)式的增長。修訂相關(guān)法律，調(diào)整有關(guān)政策，電力部門積極配合和服務(wù)，是促進(jìn)金太陽工程順利實(shí)施，推動我國光伏產(chǎn)業(yè)快速、健康發(fā)展的關(guān)鍵。