編者按

　　作為光伏行業最具權威性的專家之一，國家發改委能源研究所研究員王斯成對國內外光伏政策與市場的研究尤為深入。本期與讀者共同分享其在光伏領域的觀點。

　　隨著光伏發電價格的下降，歐洲已經進入光伏平價消費，而中國也將在今后2-3年內進入光伏平價消費時代。光伏進入平價消費后，不再需要政府的資金補貼，但是卻仍然需要出臺合理的政策，使得這一新興電力市場得以健康發展。溫總理提出支持自給式太陽能產品進入公共設施和家庭，分布式光伏發電將會有很大的潛在市場，但我國目前發展光伏市場（包括大型光伏電站和自給式分布式發電）仍存在較大的問題和障礙。

　　當前，國內光伏發電市場，成本、資金、技術已非主要問題，光伏市場發展和政策實施中遇到的具體操作以及各部門之間的協調問題成為主要矛盾， 且嚴重影響了光伏市場的發展，中國需要協調一致的政策環境和健康規范的商業環境，進一步推動中國光伏市場的蓬勃發展。 

　　歐洲已進入

　　光伏平價時代

　　近幾年來，隨著技術進步和產業發展，光伏發電成本有了明顯下降，晶體硅光伏組件的售價從2007年的36元/Wp下降到現在的5元/Wp左右，下降幅度達到85%；系統價格從6年前的60元/W，下降到2012年的10元，下降幅度達到83%。（見表1）

　　2012年中國西部的合理光伏電價大約為1.0元/kWh（年滿發1500小時），中國東部的合理電價大約為1.3元/kWh（年滿發1100小時）。 中國東部平均白天工商業用電價格在0.925元/kWh，如果光伏成本再下降30%，即可以達到平價消費的水平。 在歐洲，電網對居民的零售電價大約在0.2-0.25歐元/kWh，而光伏發電的合理電價大約在0.10-0.15歐元/kWh，用光伏發的電比用電網的電還要便宜，達到了平價消費的水平。

　　達到了平價消費意味著不再需要政府的補貼,但是卻仍然需要合理的政策。 目前在歐洲，對于居民用戶安裝光伏發電系統存在著三種政策：“上網電價”（Feed-in Tariff）政策、凈電量結算（Net Metering）政策和自消費（Self Consumption）政策。當光伏電價高于電網電價的情況下，歐洲普遍采用“上網電價”政策；而當光伏電價低于電網電價時，則可以選擇后兩種政策，各國的情況各有不同。

　　上網電價政策：收支兩條線，光伏電量以光伏上網電價全部銷售給電網，所有用電量以電網的零售電價支付給電網。（見圖1）

　　凈電量結算政策：設計原則是全年的耗電量要大于光伏發電量。光伏并網點設在用戶電表的負載側，自消費的光伏電量不做計量，以省電方式直接享受電網的零售電價； 光伏反送電量推著電表倒轉，或雙向計量，凈電量結算，即用電電量和反送到電網的電量按照差值結算，結算周期為一年。優點是所有的光伏電量均享受電網的零售電價，而不需要增加儲能裝置，并且一年中只要用電量大于光伏發電量，就沒有向電網賣電的交易成本。（見圖2）

　　自消費政策：光伏并網點設在用戶電表的負載側，需要增加一塊光伏反送電量的計量電表。自消費的光伏電量不做計量，以省電方式直接享受電網的零售電價；反送電量單獨計量，并以公布的光伏上網電價進行結算（目前已經低于電網電價）。在這種情況下，光伏自戶應盡可能全部將光伏電量用掉，否則反送到電網的電量的價值要小于自用光伏電量的價值。（見圖3）

　　中國光伏激勵政策和存在的問題

　　中國光伏發電市場的激勵政策

　　中國的光伏市場激勵政策不可謂不全，力度不可謂不大，但仍存缺陷，列出如下：

　　1.我國于2005年發布《可再生能源法》，2006年開始實施，又于2009年進行了修訂。 《可再生能源法》的要點：要求電網公司保障性全額收購可再生能源電量，建立可再生能源電力附加和可再生能源專項基金，用于支持可再生能源得發電項目；

　　2.可再生能源電力附加基金從全國電力用戶的電費中征收，征收標準為8厘/kWh，每年全國大約可以征收200億元；可再生能源專項基金由財政部掌握，2009年開始用于國家“金太陽”示范工程和光電建筑項目，每年投入的資金量為50-100億元。總計每年大約有300億元的資金投入到對可再生能源發電項目的支持。就電力附加來說，我國的征收水平遠遠低于德國，大約只有德國的1/40。 德國的征收水平為3.5歐分/kWh，其中2歐分用于光伏發電；

　　3.2011年國家發改委公布了光伏發電上網電價，2011年為1.15元/kWh，2012年為1.0元/kWh，使我國大型光伏電站的建設得到了快速發展，僅這2年，大型光伏電站的裝機就將達到5GW左右；

　　4.自1990年始，中國不斷推出政府主導的可再生能源發電項目，對于可再生能源和光伏發電的市場開發起到了重要作用，如：乘風計劃、光明工程、西藏陽光計劃、無電縣建設、送電到鄉工程、無電地區電力建設、光伏電站特許權招標、光電建筑項目、“金太陽”示范工程等。

　　中國光伏市場推廣中存在的問題

　　盡管我國已經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.并網難：首先是電網建設不配套，光伏電站外的輸電線路，甚至變電站都要由光伏電站開發商投資建設（等電網公司建設變電站及相應配套線路不可能也等不起），增加了光伏電站的建設投資；其次是電站建成后需要經過當地電網公司的批準才能并網，批復過程相當漫長，即使是并上網，由于電網的送出能力問題，又常常被強制限發。并網難的問題嚴重影響了開發商的利益；

　　2.土地使用稅：按照特許權招標時確定的原則，10MW電站25年的土地租用金為300萬元；而各地執行的光伏電站土地使用稅卻沒有統一標準，經調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年下來也比特許權的收取標準高；

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

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

　　5.電站建設規劃不同步：還沒有做到規劃先行，大型光伏電站的規劃需要與電網建設協調制定，而且必須落實到具體區域，沒有科學嚴謹的建設規劃帶來了目前并網難和資金問題。 

　　對于配電側并網的分布式發電：

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

　　1.用戶側并網難：按照項目原則，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。但是在實際實施中，地方電力公司常常要求光伏系統升壓并入公共配電網。 這樣一來，開發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，使得項目的經濟效益受到損害。到目前為止，國家電網公司并沒有給出用戶側并網的技術原則，致使地方電力公司在核準用戶側并網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定，對于項目開發商和建筑業主非同一主體的項目，可以按照合同能源管理的方式實施，即安裝光伏系統后，建筑業主將節省的電費支付給光伏開發商。電網公司認為是“變相賣電”，屬于違反電力法，很多地方不予支持。另一方面，在開發商和建筑業主之間也常常因為利益分配的問題產生矛盾。因此需要針對此類項目出臺規范的合同能源管理辦法和交易標準，否則開發商將面臨很大的潛在風險；

　　3.各項收費標準不明確：為了解決“用戶側并網難”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，要求電網公司配合解決上述問題。國家電網公司為了支持337號文件，也發布了2011年100號文件，要求對于項目業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并網，對于項目業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的電力設計單位編制接入電網方案，要求項目建成后要進行入網檢測，要求所有項目繳納系統配用金，還要求項目建立實時運行監控系統，并將系統信息傳送到監控中心和電網調度機構。 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準，如果收費過高，開發商也是不能承受的。

　　其它問題：

　　除了上述問題，還存在技術標準和管理辦法嚴重滯后，企業之間拖欠款嚴重，補貼資金不能及時到位以及中小型企業融資困難等。總之， 上述問題不解決將會直接影響到光伏發電市場的健康、穩定發展。

　　未來儲能

　　將發揮重要作用

　　國內提出“支持自給式太陽能產品進入公共設施和家庭”，分布式光伏發電將會有很大的潛在市場。 在中國現行條件下，“自給式”光伏發電很可能按照歐洲“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，負荷日分布和光伏發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）

　　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的電網零售電價；而由1/3的光伏電量無法在白天消納，而是發送到電網，只能按照13.5-19.5歐分/kWh的電價賣給電網。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年內就有可能在工商業用戶建筑上實現光伏的平價消費，因此研究制訂中國光伏平價消費政策是很有必要的。 

　　國內光伏應用市場建議與措施

　　對于大型光伏電站：

　　1.在調研的基礎上（電網建設情況，太陽能資源條件、土地條件、當地負荷條件等）與電網合作，規劃先行，完成切實可行的光伏電站在全國范圍內的總體布局和實施進度；2.與電網建設協調發展，做到規劃嚴格執行，電站建設有序，明確運營年限，各項收費合理，保證電站并網，電量全額收購。

　　對于分布式光伏電站：

　　1.技術標準和管理辦法先行（電網公司牽頭，管理部門和光伏業界協助），做到科學、透明、可操作；2.明確分布式光伏發電建設中涉及到的各項收費標準，做到開發商、電網企業和用電單位多贏，真正實現“用戶側并網，自發自用，余電上網，電網調劑余缺”；3.盡快制定針對分布式光伏發電的合同能源管理辦法，允許光伏開發商在非自有建筑上建設分布式光伏電站，并以“合同能源管理”方式與建筑業主實現利益分配；4.探討由初投資補貼方式轉變為電價補貼方式，仍然可以采用抵消電量方式（歐洲的自消費商業模式），國家在銷售電價基礎上進行補貼。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的后期監管不再成為問題。