2012-18期：迎接光伏平价消费新时代

太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 27 一 欧洲已经进入光伏平价消费新时代 近几年来， 随着技术进步和产业发展， 光伏 发电成本有了明显下降， 晶体硅光伏组件的售价 从 2007 年 36 元 /W p 下降到现在 5 元 /W p 左右， 下 降幅度达到 85% ； 系统价格从 6 年前的 60 元 /W ， 下降到 2012 年的 10 元 /W ， 下降幅度达到 83% 。 迎接光伏平价消费新时代 开拓自给式光伏发电大市场 随着光伏发电价格的下降， 欧洲已进入光伏平价消费， 而中国也将在今后 2 ～ 3 年内进入光伏平 价消费时代。 光伏进入平价消费后， 不再需要政府的资金补贴， 但是却仍然需要出台合理的政 策， 使这一新兴电力市场得以健康发展。 温总理提出支持自给式太阳能产品进入公共设施和家 庭， 分布式光伏发电将会有很大的潜在市场。 文章分析了我国目前发展光伏市场 ( 包括大型光伏 电站和自给式分布式发电 ) 的问题和障碍。 光伏发电 ； 平价上网 ； 自给式太阳能 ； 分布式发电 摘 要 ： 关键词 ： 国家发改委能源研究所 ■ 王斯成 年 2007 2008 2009 2010 2011 2012 累计装机 (GW p ) 0.10 0.14 0.30 0.80 3.30 8.30 组件价格 ( 元 /W p ) 36.0 30.0 19.0 13.0 9.0 5.0 系统价格 ( 元 /W p ) 60.0 50.0 35.0 25.0 17.5 10.0 组件寿命 ( 年 ) 20 25 25 30 30 30 PV 电价 ( 元 /kWh) 3.20 3.00 2.50 2.00 1.15 1.00 表 1 2012 年中国西部合理光伏电价约为 1.0 元 /kWh ( 年 满发 1500 小时 ) ， 中国东部的合理电价大约为 1.3 元 /kWh( 年满发 1100 小时 ) 。 中国东部平均白天 工商业用电价格在 0.925 元， 如果光伏成本再下降 30% ， 即可以达到平价消费的水平。 在欧洲， 电网 对居民的零售电价约在 0.2 ～ 0.25 欧元 /kWh ， 而光 伏发电的合理电价大约在 0.10 ～ 0.15 欧元 /kWh ， 使用光伏发电比电网的电要便宜， 达到了平价消 费的水平。 二 光伏平价消费的政策比较 达到了平价消费意味着不再需要政府的补 贴， 但是却仍然需要合理的政策。 目前在欧洲， 对于居民用户安装光伏发电系统存在着三种政 策 ： 上网电价政策、 净电量结算政策和自消费政 策。 当光伏电价高于电网电价的情况时， 欧洲普 遍采用上网电价政策 ； 而当光伏电价低于电网电 价时， 则可以选择后两种政策， 各国的情况各有 不同。 上网电价政策 ： 如图 1 所示， 收支两条线， 光 伏电量以光伏上网电价全部销售给电网， 所有用 电量以电网的零售电价支付给电网。 光伏系统的 并网点在用户电表的电网侧。 净电量结算政策 ： 如图 2 所示， 设计原则是全 年的耗电量要大于光伏发电量。 光伏并网点设在 用户电表的负载侧， 自消费的光伏电量不做计量， 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 28 以省电方式直接享受电网的零售电价 ； 光伏反送 电量推着电表倒转， 或双向计量， 净电量结算， 即 用电量和反送到电网的电量按照差值结算， 结算 周期为一年。 优点是所有的光伏电量均享受电网的 零售电价， 而不需要增加储能装置， 并且一年中只 要用电量大于光伏发电量， 就没有向电网卖电的 交易成本。 图 1 “上网电价” 模式接线图 自消费政策 ： 如图 3 所示， 光伏并网点设在用 户电表的负载侧， 需要增加一块光伏反送电量的 计量电表。 自消费的光伏电量不做计量， 以省电方 式直接享受电网的零售电价 ； 反送电量单独计量， 并以公布的光伏上网电价进行结算 ( 目前已经低于 电网电价 ) 。 在这种情况下， 光伏用户应尽可能全 部将光伏电量用掉， 否则反送到电网电量的价值 要小于自用光伏电量的价值。 图 2 “净电量结算” 模式接线图 图 3 “自消费” 模式接线图 净电量结算 自消费 上网电价 德国 不采用 ＜ 500kW ≥ 500kW 意大利 户用并网系统 讨论中 商业和地面电站 比利时 ＜ 10kW 不采用 ≥ 10kW 丹麦 ＜ 6kW 不采用 ≥ 6kW 西班牙 ＜ 100kW ＞ 100kW 地面电站 荷兰 ＜ 50kW 不采用 ≥ 50kW 英国 不采用 ＜ 5MW ≥ 5MW 表 2 三 储能装置将在自给式光伏发电中起重要作用 温总理今年 5 月在国务院办公会上提出 “支持 自给式太阳能产品进入公共设施和家庭”， 分布式 光伏发电将会有很大的潜在市场。 在中国现行条件 下， “自给式” 光伏发电很可能按照欧洲 “自消费” 模式进行， 该模式要求光伏电量尽可能自用， 否则 反送电量的价值将会大大降低 ( 在中国， 按照 “金 太阳” 工程文件， 反送电量只能享受脱硫燃煤电 价 ) 。 对于居民建筑， 负荷日分布和光伏发电的日 分布曲线很难很好地匹配。 在没有储能的情况下， 自消费的电量大约占 到光伏电量的 2/3 ， 可以享受 25 欧分 /kWh 的电网 零售电价 ； 然而 1/3 的光伏电量无法在白天消纳， 发送到电网只能按照 13.5 ～ 19.5 欧分 /kWh 的电价 卖给电网。 如果增加储能装置， 将白天用不掉的光 双向计量 光伏组件 逆变器 公用电网 光伏发电计 PV 电量送到 电网 ( 多余的 ) 加载客户计量 直接消费 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 29 伏电量储存起来晚上用， 就可以使全部光伏电量 都享受到电网的零售电价。 虽然中国目前还没有达到光伏平价消费的阶 段， 但在今后 2 ～ 3 年内就有可能在工商业用户建 筑上实现光伏的平价消费， 因此研究制订中国光 伏平价消费政策是很有必要的。 四 中国光伏激励政策和存在的问题 1 中国光伏发电市场的激励政策 中国的光伏市场激励政策不可以说不全， 也 不可以说力度不够大， 列出如下 ： (1) 我国于 2005 年发布 《可再生能源法》， 2006 年开始实施， 又于 2009 年进行了修订。 《可 再生能源法》 的要点 ： 要求电网公司保障性全额 收购可再生能源电量， 建立可再生能源电力附加 和可再生能源专项基金， 用于支持可再生能源的 发电项目。 (2) 可再生能源电力附加基金从全国电力用户 的电费中征收， 征收标准为 8 厘 /kWh ， 每年全国可 以征收约 200 亿元 ； 可再生能源专项基金由财政部 掌握， 2009 年开始用于国家金太阳示范工程和光电 建筑项目， 每年投入的资金量为 50 ～ 100 亿元。 总 计每年大约有 300 亿元的资金投入到对可再生能源 发电项目的支持。 就电力附加来说， 我国的征收水 平远远低于德国， 大约只有德国的 1/40 。 德国的征 收水平为 3.5 欧分 /kWh ， 其中 2 欧分用于光伏发电。 (3) 2011 年国家发改委公布了光伏发电上网电 价， 2011 年为 1.15 元 /kWh ， 2012 年为 1.0 元 /kWh ， 使我国大型光伏电站的建设得到了快速发展。 仅这 两年， 大型光伏电站的装机就将达到 5GW 左右。 (4) 自 1990 年始， 中国不断推出政府主导的可 再生能源发电项目， 对于可再生能源和光伏发电 的市场开发起到了重要作用， 如 ： 乘风计划、 光明 工程、 西藏阳光计划、 无电县建设、 送电到乡工 程、 无电地区电力建设、 光伏电站特许权招标、 光 电建筑项目、 金太阳示范工程等。 2 中国光伏发电市场推广中存在的问题 尽管我国已经有很明确的光伏激励政策和充 足的资金支持， 但是却仍然存在如下问题 ： 对于大型光伏电站 ： (1) 并网难。 首先是电网建设不配套， 光伏电 站外的输电线路， 甚至变电站都要由光伏电站开 发商投资建设 ( 等电网公司建设变电站及相应配套 线路不可能也等不起 ) ， 增加了光伏电站的建设投 资 ； 其次是电站建成后需要经过当地电网公司的 批准才能并网， 批复过程相当漫长， 即使是并上 网， 由于电网的送出能力问题， 又常常被强制限 发。 并网难的问题严重影响了开发商的利益。 (2) 土地使用税。 按照特许权招标时确定的原 则， 10MW 电站 25 年的土地租用金为 300 万元 ； 而 各地执行的光伏电站土地使用税却没有统一标准， 经调查每年每平方米的土地使用税征收金额 2 ～ 6 元不等。 一座 10MW 的光伏电站约占地 25 万 m 2 ， 即使每 年只收 1 元 /m 2 ， 25 年下来也比特许权的收 取标准高。 (3) 电站运营期尚未明确。 2011 年国家公布了 光伏上网电价后建设的光伏电站 PPA 的执行期至 今没有明确， 这使得项目开发商在融资方面遇到 很大困难。 (4) 电价补贴资金拖期严重。 目前可再生能源的 电量补贴资金只发放到 2010 年 9 月， 之后的补贴资 金至今未到位， 使得项目开发商的利益受到损害。 (5) 电站建设规划不同步。 还没有做到规划先 行， 大型光伏电站的规划需要与电网建设协调制 定， 而且必须落实到具体区域， 没有科学严谨的建 设规划带来了目前并网难和资金问题。 对于配电侧并网的分布式发电 ： 无论是金太阳示范工程还是光电建筑项目， 都属于配电网并网的分布式光伏发电， 这两个国 家项目都是属于初投资补贴， 用户侧并网， 抵消电 网电量的商业模式。 目前存在的主要问题如下 ： (1) 用户侧并网难。 按照项目原则， 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。 但是在实际实施中， 产业论坛 太阳能 SOLAR ENERGY SOLAR ENERGY 18/2012 30 地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电 网。 这样一来， 开发商需要增加升压站的投资， 而且 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。 到目前为止， 国家电网公司 并没有给出用户侧并网的技术原则， 致使地方电力 公司在核准用户侧并网的光伏项目时无章可依。 (2) 合同能源管理难推行。 按照金太阳示范工 程的规定， 对于项目开发商和建筑业主非同一主 体的项目， 可以按照合同能源管理的方式实施， 即 安装光伏系统后， 建筑业主将节省的电费支付给 光伏开发商。 电网公司认为是 “变相卖电”， 属于 违反电力法， 很多地方不予支持。 另一方面， 在开 发商和建筑业主之间也常常因为利益分配的问题 产生矛盾。 因此需要针对此类项目出台规范的合 同能源管理办法和交易标准， 否则开发商将面临 很大的潜在风险。 (3) 各项收费标准不明确。 为了解决 “用户侧 并网难” 和 “合同能源管理运营模式” 的问题， 国 家能源局于 2011 年底出台了 337 号文， 要求电网 公司配合解决上述问题。 国家电网公司为了支持 337 号文件， 也发布了 2011 年 100 号文件， 要求对 于项目业主和用电户为同一法人的， 按照自备电 厂管理， 即同意光伏项目在用户侧并网， 对于项目 业主和用电户非同一法人的， 可按照合同能源模 式管理。 同时文件要求项目要委托有资质的电力设 计单位编制接入电网方案 ； 项目建成后要进行入 网检测 ； 所有项目缴纳系统配用金 ； 项目建立实时 运行监控系统， 并将系统信息传送到监控中心和 电网调度机构。 这些要求固然合理， 但是在文件出 台的同时并没有明确各项工作的收费标准， 如果 收费过高， 开发商也是不能承受的。 其他问题 ： 除了上述问题， 还存在技术标准和管理办法 严重滞后， 企业之间拖欠款严重， 补贴资金不能及 时到位以及中小型企业融资困难等问题。 总之， 上 述问题不解决将会直接影响光伏发电市场的健康、 稳定发展。 五 建议措施 对于大型光伏电站 ： (1) 在调研的基础上 ( 电网建设情况、 太阳能资 源条件、 土地条件、 当地负荷条件等 ) ， 与电网合 作， 规划先行， 完成切实可行的光伏电站在全国范 围内的总体布局和实施进度。 (2) 与电网建设协调发展， 做到规划严格执 行、 电站建设有序、 明确运营年限、 各项收费合 理、 保证电站并网、 电量全额收购。 对于分布式光伏电站 ： (1) 技术标准和管理办法先行 ( 电网公司牵头， 管理部门和光伏业界协助 ) ， 做到科学、 透明、 可 操作。 (2) 明确分布式光伏发电建设中涉及到的各项 收费标准， 做到开发商、 电网企业和用电单位多 赢， 真正实现 “用户侧并网， 自发自用， 余电上网， 电网调剂余缺”。 (3) 尽快制定针对分布式光伏发电的合同能源 管理办法， 允许光伏开发商在非自有建筑上建设 分布式光伏电站， 并以 “合同能源管理” 方式与建 筑业主实现利益分配。 (4) 探讨由初投资补贴方式转变为电价补贴方 式， 仍然可以采用抵消电量方式 （欧洲的自消费商 业模式）， 国家在销售电价基础上进行补贴。 这样 不但可以使资金使用更为有效， 而且可以使光伏 系统的后期监管不再成为问题。 六 结论 中国有完整的政策体系、 充足的资金和相应 的配套措施支持可再生能源和光伏发电的市场发 展， 但也存在诸多问题， 目前中国光伏发电的市场 发展的障碍不是成本问题、 不是资金问题、 也不是 技术问题， 而是市场发展和政策实施中遇到的具 体操作和各部门之间的协调问题。 这些问题已经 严重影响了光伏市场的发展， 需要协调一致的政 策环境和健康规范的商业环境， 从而进一步推动 中国光伏市场的蓬勃发展。 产业论坛