隨著光伏發(fā)電價格的下降，歐洲已經(jīng)進入光伏平價消費，而中國也將在今后2-3年內(nèi)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(fā)展。我國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，但我國目前發(fā)展光伏市場（包括大型光伏電站和自給式分布式發(fā)電）仍存在較大的問題和障礙。 　　

    當前，國內(nèi)光伏發(fā)電市場，成本、資金、技術(shù)已非主要問題，光伏市場發(fā)展和政策實施中遇到的具體操作以及各部門之間的協(xié)調(diào)問題成為主要矛盾， 且嚴重影響了光伏市場的發(fā)展，中國需要協(xié)調(diào)一致的政策環(huán)境和健康規(guī)范的商業(yè)環(huán)境，進一步推動中國光伏市場的蓬勃發(fā)展。　

    歐洲已進入光伏平價時代 　　

    近幾年來，隨著技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，光伏發(fā)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(xiàn)在的5元/Wp左右，下降幅度達到85%；系統(tǒng)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%。 　　

    2012年中國西部的合理光伏電價大約為1.0元/kWh（年滿發(fā)1500小時），中國東部的合理電價大約為1.3元/kWh（年滿發(fā)1100小時）。 中國東部平均白天工商業(yè)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(wǎng)對居民的零售電價大約在0.2-0.25歐元/kWh，而光伏發(fā)電的合理電價大約在0.10-0.15歐元/kWh，用光伏發(fā)的電比用電網(wǎng)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(fā)電系統(tǒng)存在著三種政策：“上網(wǎng)電價”（Feed-in Tariff）政策、凈電量結(jié)算（Net Metering）政策和自消費（Self Consumption）政策。當光伏電價高于電網(wǎng)電價的情況下，歐洲普遍采用“上網(wǎng)電價”政策；而當光伏電價低于電網(wǎng)電價時，則可以選擇后兩種政策，各國的情況各有不同。

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

    凈電量結(jié)算政策：設(shè)計原則是全年的耗電量要大于光伏發(fā)電量。光伏并網(wǎng)點設(shè)在用戶電表的負載側(cè)，自消費的光伏電量不做計量，以省電方式直接享受電網(wǎng)的零售電價； 光伏反送電量推著電表倒轉(zhuǎn)，或雙向計量，凈電量結(jié)算，即用電電量和反送到電網(wǎng)的電量按照差值結(jié)算，結(jié)算周期為一年。優(yōu)點是所有的光伏電量均享受電網(wǎng)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(fā)電量，就沒有向電網(wǎng)賣電的交易成本。 　　

    自消費政策：光伏并網(wǎng)點設(shè)在用戶電表的負載側(cè)，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(wǎng)的零售電價；反送電量單獨計量，并以公布的光伏上網(wǎng)電價進行結(jié)算（目前已經(jīng)低于電網(wǎng)電價）。在這種情況下，光伏自戶應(yīng)盡可能全部將光伏電量用掉，否則反送到電網(wǎng)的電量的價值要小于自用光伏電量的價值。　　　　　　　　　　　　 　　

    中國光伏激勵政策和存在的問題

    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(fā)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(wǎng)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(fā)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(fā)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(fā)電； 　　

    3.2011年國家發(fā)改委公布了光伏發(fā)電上網(wǎng)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(shè)得到了快速發(fā)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(dǎo)的可再生能源發(fā)電項目，對于可再生能源和光伏發(fā)電的市場開發(fā)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(shè)、送電到鄉(xiāng)工程、無電地區(qū)電力建設(shè)、光伏電站特許權(quán)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(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?shù)仉娋W(wǎng)公司的批準才能并網(wǎng)，批復(fù)過程相當漫長，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)一標準，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)的收取標準高； 　　

    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)嚴謹?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準，否則開發(fā)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(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準，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)標準和管理辦法嚴重滯后，企業(yè)之間拖欠款嚴重，補貼資金不能及時到位以及中小型企業(yè)融資困難等。總之，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。 　　

    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?shù)刎摵蓷l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)標準和管理辦法先行（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準，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。<