待解的政策困局

　　协调一致、透明、高效和可操作的激励政策，是光伏市场腾飞的前提

　　■ 文︱本刊记者 张广明

　　种种迹象显示，相关部门正在通过扩大国内应用市场来帮助光伏行业走出困局。但一些体制性以及政策方面的难题——包括并网难及相关政策、收费不透明等——的解决与否，将直接关系到上述努力的效果。

　　在近日召开的第12 届中国光伏大会上，发改委能源研究所研究员王斯成表示，中国光伏行业迫切需要协调一致、透明、高效和可操作的激励政策，因为良好的政策环境和规范的商业环境是光伏市场腾飞的前提。

　　对于业界最为关注的并网难问题，中国电力科学研究院新能源研究所所长王伟胜透露，从正在报批的《光伏发电站接入电力系统技术规定》(以下简称技“规定”)来看，我国对光伏电站的并网要求要低于德国等国家，与当前的实际情况是比较吻合的。

　　并网难仍待解

　　对于国内光伏电站而言，能否并网，无疑是最为关键的一环。从实际情况看，这一问题仍在困扰着企业。

　　在此次召开的中国光伏大会上，并网依然是最为关注的问题之一。与大型地面电站相比，分布式电站的并网难题则更为突出。

　　在王斯成看来，许多“金太阳”项目无法按期执行，大部分均与并网相关。

　　“某开发区共有6 个项目，但在并网时只批准了一个自备用项目，其他全部都要升压。而如果是升压后再并网，从严格意义来说，就已经不再是用户测并网了。”王斯成表示。

　　相关数据显示，截至今年上半年，2009 年和2010 年项目目录中，金太阳工程批复项目主体工程完成并网项目106个，主体工程完成未并网项目44 个。

　　从数据来看，尽管并网项目占完工项目的71%，但90% 甚至更多的是没有获得国家电网并网许可文件而企业自行并网的项目，也就是说这些项目并没有实现实际意义上的并网。而真正获得国家电网正式并网许可文件的项目数量不超过10 个。

　　对此，王伟胜认为，从光伏发电的出力特性来看，既受太阳能资源的影响，同时也与逆变器性能有关。“如果是晴天，则发电量可以非常稳定，但如果天气情况不理想，则会产生一定的波动。而对于电网来讲，电力系统是一个实时平衡系统。今天估计明天的用电，误差只有1%—2%，可以非常准确的预测，而常规电源的发电量多少也可以预测以及控制。但如果是大规模的光伏电站并网，其不稳定的特性就可能破环电网的平衡，从而增加电网调度的难度。”

　　国网能源研究院新能源研究所黄碧斌则认为，用户侧并网难，与光伏电站和电网规划协调不足、厂网建设可能出现不同步情况以及管理经验的缺乏也有关系。比如，一直以来都是按照常规电源模式管理分布式发电，并网周期较长，与分布式光伏发电建设周期短的特点不相符，造成部分项目并网滞后。

　　被蚕食的收益

　　除了并网难题外，另外一个困扰行业的难题，则来自于相关政策的不透明，这其中就包括在用户侧并网问题上的升压标准。

　　据了解，按照相关规定，所有金太阳示范项目都应当允许光伏系统在用户侧并网，以抵消电网电量的方式运行。但在实际操作中，地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电网。而这势必要增加升压站的投资。并且，在电价方面只能享受到脱硫燃煤电价，而不是零售电价，使得项目的经济效益受到损害。

　　“常州产业园有一个两兆瓦的项目，本来可以直接并网，但电网公司要求统一升压并网。这就需要建升压站，一个升压站70 万，没有升压之前，可以享受自消费的电价，将近0.9 元，但升压后，只能享受3 毛多的脱硫电价。”王斯成表示，虽然国家电网已经发文可以按照自备电厂以及合同能源管理来执行，但在接网设计、入网检测、系统自备金、电站监控数据上传等方面的收费仍未明确。比如，接网设计方面，一个接网点就要收费好几十万，这势必将增加开发商的投资成本。

　　此外，建设部门、环保部门等乱收费问题也比较突出。

　　与分布式电站的收费标准缺失相比，大型地面电站同样也面临类似问题。

　　有电站业主抱怨称，今年在青海投资电站，事先需要缴纳一定的保证金，但这笔钱何时归还以及期间利息归属问题却没有明确规定。至于能否最终退回，大家心里也没底。

　　而在王斯成看来，现在对于一些大型电站的收益影响最大的则来自于土地使用费。“特许权招标时，10 兆瓦电站的25年土地租金为300 万元。而现在在一些地方，10 兆瓦的电站一年的土地租用费就要收到150 万元，整个电站一年的收入也就是1500 万左右，仅这一项就抵消了许多电站整个的收益率。”

　　黄碧斌则认为，由于分布式光伏发电接入系统设计规范尚未发布，接入系统设计单位在电源接入电压等级、专线或T接、第一落点等接入方案的确定随意性较大，通信方式、传输通道和传输信息等二次设备的配置标准不统一，部分项目投资偏高。

　　困局待解

　　根据王斯成的测算，在西部光照资源条件较好地区，受益于组件价格下降等因素，光伏发电的初投资可以降到1 万元/千瓦，这样，合理电价可以压到0.77 元(年平均发电1500 小时)，已经接近于目前的工商类电价。而如果是在东部地区的话，年发电在1100 小时的合理电价约为1.3 元/kWh，也正在接近目前0.925 元的工商类用电价格。

　　“从上述数据测算来看，中国光伏发电正在逐步进入平价电价时代。因此，对于大规模启动国内光伏市场而言，最关键的问题既不在成本，也不在技术，而是在相关政策的协调统一以及相对规范的经营环境，尤其是在并网标准以及相关收费方面。”王斯成表示。

　　黄碧斌则建议，应该尽快制定并网管理办法和接入系统典型设计，规范管理。

　　在并网方面，王伟胜则介绍说，新的光伏并网规定正在报批中。而就这一规定与德国等国家对比来看，国内对光伏电站的并网要求是要低于这些国家的，与我国当前的实际情况也是比较吻合的。

　　王伟胜还介绍说，该技术规定主要适用于35KV 及以上电压等级并网，以及通过10 千伏电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏电站，对包括光伏发电站接入电力系统的有功功率、功率预测、无功容量、电压控制、低电压穿越、运行适应性、电能质量等方面都做了相应的规定。

　　“在低电压穿越方面，我国的这一规定并不要求所有的电站都应具有零电压穿越功能，而只是对百万千瓦的光伏基地需要满足这一规定，这点是要低于德国技术标准的。”王伟胜表示。

　　此外，上述规定还对光伏电站的发电功率预测做了相应的规定，要求装机容量10 兆瓦及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，该系统需具有0-72H(小时)以及15 分-4 小时的超短期光伏发电功率预测功能，光伏发电站每15 分自动向电网调度机构滚动上报未来15 分至4 小时的光伏发电站发电功率预测曲线。

　　从公开资料来看，这一新的规定已经开始在青海、甘肃等地的光伏电站中试行。

　　来自甘肃省电力公司的信息显示，在4 月份该公司组织的对已并网运行的光伏电站及其升压站进行的涉网专项检查中，除了组织开展光伏电站低电压穿越能力、电能质量、功率控制能力、无功补偿装置检测工作外，还要求上传光伏电站远东信息和气象信息，研发光伏功率预测系统和有功智能控制系统，努力实现光伏电站的“可控、可测(预测)、可观(监测)”。

　　在王伟胜看来，相比较而言，光伏发电的功率预测要比风电稍微容易。但在阴天或者是其他天气不好的情况下，其预测就需要更为先进的技术手段。“尽管光伏发电功率预测存在一定误差在所难免，但对电力调度而言，功率预测也在某种程度上实现了可控，可以减轻对电力系统部稳定性的干扰。”