待解的政策困局

　　協調一致、透明、高效和可操作的激勵政策，是光伏市場騰飛的前提

　　■ 文︱本刊記者 張廣明

　　種種跡象顯示，相關部門正在通過擴大國內應用市場來幫助光伏行業(yè)走出困局。但一些體制性以及政策方面的難題——包括并網難及相關政策、收費不透明等——的解決與否，將直接關系到上述努力的效果。

　　在近日召開的第12 屆中國光伏大會上，發(fā)改委能源研究所研究員王斯成表示，中國光伏行業(yè)迫切需要協調一致、透明、高效和可操作的激勵政策，因為良好的政策環(huán)境和規(guī)范的商業(yè)環(huán)境是光伏市場騰飛的前提。

　　對于業(yè)界最為關注的并網難問題，中國電力科學研究院新能源研究所所長王偉勝透露，從正在報批的《光伏發(fā)電站接入電力系統技術規(guī)定》(以下簡稱技“規(guī)定”)來看，我國對光伏電站的并網要求要低于德國等國家，與當前的實際情況是比較吻合的。

　　并網難仍待解

　　對于國內光伏電站而言，能否并網，無疑是最為關鍵的一環(huán)。從實際情況看，這一問題仍在困擾著企業(yè)。

　　在此次召開的中國光伏大會上，并網依然是最為關注的問題之一。與大型地面電站相比，分布式電站的并網難題則更為突出。

　　在王斯成看來，許多“金太陽”項目無法按期執(zhí)行，大部分均與并網相關。

　　“某開發(fā)區(qū)共有6 個項目，但在并網時只批準了一個自備用項目，其他全部都要升壓。而如果是升壓后再并網，從嚴格意義來說，就已經不再是用戶測并網了。”王斯成表示。

　　相關數據顯示，截至今年上半年，2009 年和2010 年項目目錄中，金太陽工程批復項目主體工程完成并網項目106個，主體工程完成未并網項目44 個。

　　從數據來看，盡管并網項目占完工項目的71%，但90% 甚至更多的是沒有獲得國家電網并網許可文件而企業(yè)自行并網的項目，也就是說這些項目并沒有實現實際意義上的并網。而真正獲得國家電網正式并網許可文件的項目數量不超過10 個。

　　對此，王偉勝認為，從光伏發(fā)電的出力特性來看，既受太陽能資源的影響，同時也與逆變器性能有關�！叭绻�是晴天，則發(fā)電量可以非常穩(wěn)定，但如果天氣情況不理想，則會產生一定的波動。而對于電網來講，電力系統是一個實時平衡系統。今天估計明天的用電，誤差只有1%—2%，可以非常準確的預測，而常規(guī)電源的發(fā)電量多少也可以預測以及控制。但如果是大規(guī)模的光伏電站并網，其不穩(wěn)定的特性就可能破環(huán)電網的平衡，從而增加電網調度的難度�！�

　　國網能源研究院新能源研究所黃碧斌則認為，用戶側并網難，與光伏電站和電網規(guī)劃協調不足、廠網建設可能出現不同步情況以及管理經驗的缺乏也有關系。比如，一直以來都是按照常規(guī)電源模式管理分布式發(fā)電，并網周期較長，與分布式光伏發(fā)電建設周期短的特點不相符，造成部分項目并網滯后。

　　被蠶食的收益

　　除了并網難題外，另外一個困擾行業(yè)的難題，則來自于相關政策的不透明，這其中就包括在用戶側并網問題上的升壓標準。

　　據了解，按照相關規(guī)定，所有金太陽示范項目都應當允許光伏系統在用戶側并網，以抵消電網電量的方式運行。但在實際操作中，地方電力公司常常要求光伏系統升壓并入公共配電網。而這勢必要增加升壓站的投資。并且，在電價方面只能享受到脫硫燃煤電價，而不是零售電價，使得項目的經濟效益受到損害。

　　“常州產業(yè)園有一個兩兆瓦的項目，本來可以直接并網，但電網公司要求統一升壓并網。這就需要建升壓站，一個升壓站70 萬，沒有升壓之前，可以享受自消費的電價，將近0.9 元，但升壓后，只能享受3 毛多的脫硫電價�！蓖跛钩杀硎荆�雖然國家電網已經發(fā)文可以按照自備電廠以及合同能源管理來執(zhí)行，但在接網設計、入網檢測、系統自備金、電站監(jiān)控數據上傳等方面的收費仍未明確。比如，接網設計方面，一個接網點就要收費好幾十萬，這勢必將增加開發(fā)商的投資成本。

　　此外，建設部門、環(huán)保部門等亂收費問題也比較突出。

　　與分布式電站的收費標準缺失相比，大型地面電站同樣也面臨類似問題。

　　有電站業(yè)主抱怨稱，今年在青海投資電站，事先需要繳納一定的保證金，但這筆錢何時歸還以及期間利息歸屬問題卻沒有明確規(guī)定。至于能否最終退回，大家心里也沒底。

　　而在王斯成看來，現在對于一些大型電站的收益影響最大的則來自于土地使用費�！疤卦S權招標時，10 兆瓦電站的25年土地租金為300 萬元。而現在在一些地方，10 兆瓦的電站一年的土地租用費就要收到150 萬元，整個電站一年的收入也就是1500 萬左右，僅這一項就抵消了許多電站整個的收益率�！�

　　黃碧斌則認為，由于分布式光伏發(fā)電接入系統設計規(guī)范尚未發(fā)布，接入系統設計單位在電源接入電壓等級、專線或T接、第一落點等接入方案的確定隨意性較大，通信方式、傳輸通道和傳輸信息等二次設備的配置標準不統一，部分項目投資偏高。

　　困局待解

　　根據王斯成的測算，在西部光照資源條件較好地區(qū)，受益于組件價格下降等因素，光伏發(fā)電的初投資可以降到1 萬元/千瓦，這樣，合理電價可以壓到0.77 元(年平均發(fā)電1500 小時)，已經接近于目前的工商類電價。而如果是在東部地區(qū)的話，年發(fā)電在1100 小時的合理電價約為1.3 元/kWh，也正在接近目前0.925 元的工商類用電價格。

　　“從上述數據測算來看，中國光伏發(fā)電正在逐步進入平價電價時代。因此，對于大規(guī)模啟動國內光伏市場而言，最關鍵的問題既不在成本，也不在技術，而是在相關政策的協調統一以及相對規(guī)范的經營環(huán)境，尤其是在并網標準以及相關收費方面�！蓖跛钩杀硎尽�

　　黃碧斌則建議，應該盡快制定并網管理辦法和接入系統典型設計，規(guī)范管理。

　　在并網方面，王偉勝則介紹說，新的光伏并網規(guī)定正在報批中。而就這一規(guī)定與德國等國家對比來看，國內對光伏電站的并網要求是要低于這些國家的，與我國當前的實際情況也是比較吻合的。

　　王偉勝還介紹說，該技術規(guī)定主要適用于35KV 及以上電壓等級并網，以及通過10 千伏電壓等級與公共電網連接的新建、改建和擴建光伏電站，對包括光伏發(fā)電站接入電力系統的有功功率、功率預測、無功容量、電壓控制、低電壓穿越、運行適應性、電能質量等方面都做了相應的規(guī)定。

　　“在低電壓穿越方面，我國的這一規(guī)定并不要求所有的電站都應具有零電壓穿越功能，而只是對百萬千瓦的光伏基地需要滿足這一規(guī)定，這點是要低于德國技術標準的�！蓖鮽�勝表示。

　　此外，上述規(guī)定還對光伏電站的發(fā)電功率預測做了相應的規(guī)定，要求裝機容量10 兆瓦及以上的光伏發(fā)電站應配置光伏發(fā)電功率預測系統，該系統需具有0-72H(小時)以及15 分-4 小時的超短期光伏發(fā)電功率預測功能，光伏發(fā)電站每15 分自動向電網調度機構滾動上報未來15 分至4 小時的光伏發(fā)電站發(fā)電功率預測曲線。

　　從公開資料來看，這一新的規(guī)定已經開始在青海、甘肅等地的光伏電站中試行。

　　來自甘肅省電力公司的信息顯示，在4 月份該公司組織的對已并網運行的光伏電站及其升壓站進行的涉網專項檢查中，除了組織開展光伏電站低電壓穿越能力、電能質量、功率控制能力、無功補償裝置檢測工作外，還要求上傳光伏電站遠東信息和氣象信息，研發(fā)光伏功率預測系統和有功智能控制系統，努力實現光伏電站的“可控、可測(預測)、可觀(監(jiān)測)”。

　　在王偉勝看來，相比較而言，光伏發(fā)電的功率預測要比風電稍微容易。但在陰天或者是其他天氣不好的情況下，其預測就需要更為先進的技術手段�！氨M管光伏發(fā)電功率預測存在一定誤差在所難免，但對電力調度而言，功率預測也在某種程度上實現了可控，可以減輕對電力系統部穩(wěn)定性的干擾。”