中國光伏市場推廣中存在的問題

　　盡管我國已經(jīng)有很明確的光伏激勵政策和充足的資金支持，但是卻仍然存在如下問題：

　　對于大型光伏電站：

　　1.并網(wǎng)難：首先是電網(wǎng)建設(shè)不配套，光伏電站外的輸電線路，甚至變電站都要由光伏電站開發(fā)商投資建設(shè)(等電網(wǎng)公司建設(shè)變電站及相應(yīng)配套線路不可能也等不起)，增加了光伏電站的建設(shè)投資;其次是電站建成后需要經(jīng)過當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)公司的批準(zhǔn)才能并網(wǎng)，批復(fù)過程相當(dāng)漫長，即使是并上網(wǎng)，由于電網(wǎng)的送出能力問題，又常常被強制限發(fā)。并網(wǎng)難的問題嚴(yán)重影響了開發(fā)商的利益;

　　2.土地使用稅：按照特許權(quán)招標(biāo)時確定的原則，10MW電站25年的土地租用金為300萬元;而各地執(zhí)行的光伏電站土地使用稅卻沒有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，經(jīng)調(diào)查每年每平方米的土地使用稅的征收金額2-6元不等。一座10MW的光伏電站大約占地25萬平方米，即使每年只收1元/平方米，25年下來也比特許權(quán)的收取標(biāo)準(zhǔn)高;

　　3.電站運營期尚未明確： 2011年國家公布了光伏上網(wǎng)電價后建設(shè)的光伏電站電力購買協(xié)議(PPA)的執(zhí)行期至今沒有明確，這使得項目開發(fā)商在融資方面遇到很大困難;

　　4.電價補貼資金拖期嚴(yán)重：目前可再生能源的電量補貼資金只發(fā)放到2010年9月，之后的補貼資金至今未到位，使得項目開發(fā)商的利益受到損害;

　　5.電站建設(shè)規(guī)劃不同步：還沒有做到規(guī)劃先行，大型光伏電站的規(guī)劃需要與電網(wǎng)建設(shè)協(xié)調(diào)制定，而且必須落實到具體區(qū)域，沒有科學(xué)嚴(yán)謹(jǐn)?shù)慕ㄔO(shè)規(guī)劃帶來了目前并網(wǎng)難和資金問題。

　　對于配電側(cè)并網(wǎng)的分布式發(fā)電：

　　無論是“金太陽”示范工程還是光電建筑項目，都屬于配電網(wǎng)并網(wǎng)的分布式光伏發(fā)電，這2個國家項目都是屬于初投資補貼，用戶側(cè)并網(wǎng)，抵消電網(wǎng)電量的商業(yè)模式。 目前存在的主要問題如下：

　　1.用戶側(cè)并網(wǎng)難：按照項目原則，所有“金太陽”示范項目都應(yīng)當(dāng)允許光伏系統(tǒng)在用戶側(cè)并網(wǎng)，以抵消電網(wǎng)電量的方式運行。但是在實際實施中，地方電力公司常常要求光伏系統(tǒng)升壓并入公共配電網(wǎng)。 這樣一來，開發(fā)商需要增加升壓站的投資，而且只能享受到脫硫燃煤電價，而不是零售電價，使得項目的經(jīng)濟效益受到損害。到目前為止，國家電網(wǎng)公司并沒有給出用戶側(cè)并網(wǎng)的技術(shù)原則，致使地方電力公司在核準(zhǔn)用戶側(cè)并網(wǎng)的光伏項目時無章可依;

　　2.合同能源管理難推行：按照金太陽示范工程的規(guī)定，對于項目開發(fā)商和建筑業(yè)主非同一主體的項目，可以按照合同能源管理的方式實施，即安裝光伏系統(tǒng)后，建筑業(yè)主將節(jié)省的電費支付給光伏開發(fā)商。電網(wǎng)公司認(rèn)為是“變相賣電”，屬于違反電力法，很多地方不予支持。另一方面，在開發(fā)商和建筑業(yè)主之間也常常因為利益分配的問題產(chǎn)生矛盾。因此需要針對此類項目出臺規(guī)范的合同能源管理辦法和交易標(biāo)準(zhǔn)，否則開發(fā)商將面臨很大的潛在風(fēng)險;

　　3.各項收費標(biāo)準(zhǔn)不明確：為了解決“用戶側(cè)并網(wǎng)難”和“合同能源管理運營模式”的問題，國家能源局于2011年底出臺了337號文，要求電網(wǎng)公司配合解決上述問題。國家電網(wǎng)公司為了支持337號文件，也發(fā)布了2011年100號文件，要求對于項目業(yè)主和用電戶為同一法人的，按照自備電廠管理，即同意光伏項目在用戶側(cè)并網(wǎng)，對于項目業(yè)主和用電戶非同一法人的，可按照合同能源模式管理。同時文件要求項目要委托有資質(zhì)的電力設(shè)計單位編制接入電網(wǎng)方案，要求項目建成后要進行入網(wǎng)檢測，要求所有項目繳納系統(tǒng)配用金，還要求項目建立實時運行監(jiān)控系統(tǒng)，并將系統(tǒng)信息傳送到監(jiān)控中心和電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)。 這些要求固然合理，但是在文件出臺的同時并沒有明確各項工作的收費標(biāo)準(zhǔn)，如果收費過高，開發(fā)商也是不能承受的。

　　其它問題：

　　除了上述問題，還存在技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和管理辦法嚴(yán)重滯后，企業(yè)之間拖欠款嚴(yán)重，補貼資金不能及時到位以及中小型企業(yè)融資困難等�？傊�， 上述問題不解決將會直接影響到光伏發(fā)電市場的健康、穩(wěn)定發(fā)展。

　　未來儲能

　　將發(fā)揮重要作用

　　國內(nèi)提出“支持自給式太陽能產(chǎn)品進入公共設(shè)施和家庭”，分布式光伏發(fā)電將會有很大的潛在市場。 在中國現(xiàn)行條件下，“自給式”光伏發(fā)電很可能按照歐洲“自消費”模式進行。自消費模式要求光伏電量盡可能自用，否則反送電量的價值將會大大降低(而在中國，按照“金太陽”工程文件，反送電量只能享受脫硫燃煤電價)。 對于居民建筑，負(fù)荷日分布和光伏發(fā)電的日分布曲線很難很好地匹配，德國的情況確好很多。(見圖4)

圖四 德國光伏發(fā)電與負(fù)荷匹配特性

　　在沒有儲能的情況下，自消費的電量大約占到光伏電量的2/3，可以享受到25歐分/kWh的電網(wǎng)零售電價;而由1/3的光伏電量無法在白天消納，而是發(fā)送到電網(wǎng)，只能按照13.5-19.5歐分/kWh的電價賣給電網(wǎng)。如果增加儲能裝置，將白天用不掉的光伏電量儲存起來晚上用，就可以使全部光伏電量都享受到電網(wǎng)的零售電價。

　　中國雖然目前還沒有達到光伏平價消費的階段，但在今后2-3年內(nèi)就有可能在工商業(yè)用戶建筑上實現(xiàn)光伏的平價消費，因此研究制訂中國光伏平價消費政策是很有必要的。

　　國內(nèi)光伏應(yīng)用市場建議與措施

　　對于大型光伏電站：

　　1.在調(diào)研的基礎(chǔ)上(電網(wǎng)建設(shè)情況，太陽能資源條件、土地條件、當(dāng)?shù)刎?fù)荷條件等)與電網(wǎng)合作，規(guī)劃先行，完成切實可行的光伏電站在全國范圍內(nèi)的總體布局和實施進度;2.與電網(wǎng)建設(shè)協(xié)調(diào)發(fā)展，做到規(guī)劃嚴(yán)格執(zhí)行，電站建設(shè)有序，明確運營年限，各項收費合理，保證電站并網(wǎng)，電量全額收購。

　　對于分布式光伏電站：

　　1.技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和管理辦法先行(電網(wǎng)公司牽頭，管理部門和光伏業(yè)界協(xié)助)，做到科學(xué)、透明、可操作;2.明確分布式光伏發(fā)電建設(shè)中涉及到的各項收費標(biāo)準(zhǔn)，做到開發(fā)商、電網(wǎng)企業(yè)和用電單位多贏，真正實現(xiàn)“用戶側(cè)并網(wǎng)，自發(fā)自用，余電上網(wǎng)，電網(wǎng)調(diào)劑余缺”;3.盡快制定針對分布式光伏發(fā)電的合同能源管理辦法，允許光伏開發(fā)商在非自有建筑上建設(shè)分布式光伏電站，并以“合同能源管理”方式與建筑業(yè)主實現(xiàn)利益分配;4.探討由初投資補貼方式轉(zhuǎn)變?yōu)殡妰r補貼方式，仍然可以采用抵消電量方式(歐洲的自消費商業(yè)模式)，國家在銷售電價基礎(chǔ)上進行補貼。這樣不但可以使資金使用得更為有效，而且可以使光伏系統(tǒng)的后期監(jiān)管不再成為問題。