7月份前后，備受關注的光伏度電補貼政策《關于完善光伏發(fā)電價格政策通知》有望出臺，而針對光伏并網的兩份國標《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》和《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網技術規(guī)定》也將出臺。
對于前者，補貼額度相比征求意見稿或將有小幅上浮，四類資源區(qū)大型光伏發(fā)電標桿上網電價或將統(tǒng)一上調0.05元，為0.8元、0.9元、1元和1.05元，分布式光伏自發(fā)自用部分補貼或從0.35元調整為0.45元。
對于后者，光伏并網問題一直是行業(yè)的痼疾，兩份國標的出臺將帶來新的變化，它意味著多方一直糾結不下的光伏發(fā)電干擾電網運行問題將得到解決；另一方面，光伏逆變器和變頻器等光伏設備行業(yè)或將因此面臨一次技術洗牌和淘汰。
“國標”從嚴
對于中國的光伏行業(yè)發(fā)展，當前最棘手就是并網難和補貼的額度與落實兩大難題。
中電聯(lián)數據顯示，2011年中國光伏并網裝機容量為2.12GW，而當年光伏安裝量為2.89GW。這意味著，2011年國內光伏系統(tǒng)并網率為73.4%，即近四分之一項目未能并網。
而分布式光伏的并網情況更為艱難，以金太陽工程為例，截至2012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，并網項目占完工項目的71%，但具有國家電網正式并網許可文件的項目不超過10個，也就是說，90%甚至更多的項目都沒有實現(xiàn)實際意義上的并網。
對此，2012年10月底，國家電網針對并網難問題發(fā)布了《關于做好分布式光伏發(fā)電并網服務工作的意見》，表示將對分布式光伏開辟綠色通道。
事實上，除了對用戶端的“服務”外，國家層面還將對并網的“標準”進行升級，《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》和《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網技術規(guī)定》已經報批國家標準委，不出意外，7月份將頒布實施。“兩份標準都將以國標的形式形成約束力。”中國電力科學研究院新能源研究所副總工程師朱凌志表示。
據了解，《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》在2005年曾作為國標使用，后超過使用期限，在2009年進行了修訂，改為《國家電網公司光伏電站接入電網技術規(guī)定(試行)，此后，2011年定為國網企業(yè)標準。“作為企業(yè)標準，就很難有約束力，我們在實際運行檢測中發(fā)現(xiàn)很多干擾并網的因素其實來自于光伏設備，很多設備與電網的標準不匹配，甚至一些設備完全無技術規(guī)范可言。”朱凌志表示。
與大型光伏電站的并網國標不同，分布式光伏的并網國標是單列的，而這也與風電的并網國標不同，風電統(tǒng)一為一個國標。
對于國標的主要修訂方向和主要指標，朱凌志稱，“對于接入380V電壓等級的小型光伏電站，要求總容量原則上不超過上一級變壓器供電區(qū)域內的最大負荷的25%，但沒有對容量約束提出要求；對于大型光伏發(fā)電站，主要是加入了短期和超短期功率預測的要求，不僅要求低電壓穿越，還要求零電壓穿越。”
然而，風電國標當初在發(fā)布時引起的最大爭議就是低電壓穿越，很多風電企業(yè)因此折戟或受影響嚴重。一方面，低電壓穿越測試只有國網電科院(300215,股吧)一家可做，而且收費頗高，另一方面，很多企業(yè)一年多都沒排上隊。
這次光伏并網國標，不僅提出了低電壓穿越，還涉及零電壓穿越的測試，是否會重蹈風電覆轍，對此朱凌志解釋稱，“光伏與風電的低電壓穿越測試有所不同，而且光伏設備的適應情況比風電設備要好。”
在朱凌志看來，國標最大的影響不在于此，而在于對光伏設備廠商的洗牌。“國標出來后，受影響最大的是逆變器和變頻器等的設備企業(yè)，所有指標都對它們提出了從嚴的標準。”但他同時解釋稱，“其實制訂時有些大型企業(yè)提出了更為嚴格的標準，考慮到大多數企業(yè)，我們做了適度的調整，但即使這樣，很多企業(yè)也將會因此被淘汰，這個行業(yè)現(xiàn)在比較亂，也可以通過國標的施行推進健康有序的發(fā)展。”
度電補貼上浮
除了并網難問題，補貼問題也是備受關注。
6月14日，國務院常務會議再次將光伏產業(yè)作為議題之一進行重點部署，并確定了6大扶持措施，包括重點拓展分布式光伏發(fā)電應用；保障配套電網與光伏發(fā)電項目同步建設投產，優(yōu)先安排光伏發(fā)電計劃，全額收購所發(fā)電量；制定光伏電站分區(qū)域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規(guī)模，保障對分布式光伏發(fā)電按電量補貼的資金及時發(fā)放到位；鼓勵金融機構采取措施緩解光伏制造企業(yè)融資困難；支持關鍵材料及設備的技術研發(fā)和產業(yè)化；鼓勵企業(yè)兼并重組，抑制產能盲目擴張。
其中，制定光伏電站分區(qū)域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規(guī)模并確保資金發(fā)放到位被認為是最立竿見影的救市方法。
今年3月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善光伏發(fā)電價格政策通知》的征求意見稿，將光伏發(fā)電價格分為大型光伏發(fā)電項目和分布式發(fā)電項目兩種，針對大型光伏發(fā)電項目，提出分四類資源區(qū)分別執(zhí)行0.75元、0.85元、0.95元和1元/度的標桿上網電價，對于分布式發(fā)電的電價補貼為0.35元/度。
此后，各方對此價格均表示普遍偏低，要求上浮。據悉，上述電價或將小幅上浮，目前的方案是四類資源區(qū)大型光伏電站分別執(zhí)行0.8元、0.9元、1元和1.05元/度的標桿上網電價，對于分布式發(fā)電自發(fā)自用部分的電價補貼為0.45元/度。也就是說，大型電站或將普遍上浮0.05元，分布式上浮0.1元。
“相對于0.75元起步的四類電價，0.8元起步的度電補貼額度對于企業(yè)來講，盈利應該不存在問題。”前國家發(fā)改委能源研究所所長周鳳起表示。“對于分布式光伏，自發(fā)自用補貼0.45元應該說挺高，上網電價高的地方，電站設計的好，負荷匹配好，那就可以高盈利。”朱凌志認為，“大型光伏電站，0.8元在青海和西藏，只要并網沒問題，就能收回成本，但問題是鼓勵建設了一大批電站后，是否存在有效的消納市場，當然還有輸送問題，最重要的是對國家的可再生能源發(fā)展基金，原本就那么多缺口，再提高電價補貼，這些錢哪里來？”
據了解，作為可再生能源補貼主要來源的可再生能源發(fā)展基金2011年欠賬100億元，2012年這一數字達到了200億元。
不過日前有消息稱，可再生能源附加費增收標準有望月末出臺，主要即為提高水電和火電的附件費來補貼光伏和風電等可再生能源，此前2012年1月，可再生能源附加費由原來的每度電4厘提高到8厘，本次上調將從2厘至每度電補貼1分錢。
除了上述存在的隱憂，朱凌志認為還有一個問題更值得思考，“光伏0.8元去除脫硫標桿電價，補貼額度差不多0.4元，但是風電的話，0.61元的上網電價，去除脫硫標桿電價，補個0.2元就足夠了，補1度光伏的電可以補2度的風電，為什么花兩倍的補貼去扶持光伏，畢竟可再生能源發(fā)展基金本已捉襟見肘。
對于前者，補貼額度相比征求意見稿或將有小幅上浮，四類資源區(qū)大型光伏發(fā)電標桿上網電價或將統(tǒng)一上調0.05元，為0.8元、0.9元、1元和1.05元，分布式光伏自發(fā)自用部分補貼或從0.35元調整為0.45元。
對于后者，光伏并網問題一直是行業(yè)的痼疾，兩份國標的出臺將帶來新的變化，它意味著多方一直糾結不下的光伏發(fā)電干擾電網運行問題將得到解決；另一方面，光伏逆變器和變頻器等光伏設備行業(yè)或將因此面臨一次技術洗牌和淘汰。
“國標”從嚴
對于中國的光伏行業(yè)發(fā)展，當前最棘手就是并網難和補貼的額度與落實兩大難題。
中電聯(lián)數據顯示，2011年中國光伏并網裝機容量為2.12GW，而當年光伏安裝量為2.89GW。這意味著，2011年國內光伏系統(tǒng)并網率為73.4%，即近四分之一項目未能并網。
而分布式光伏的并網情況更為艱難，以金太陽工程為例，截至2012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，并網項目占完工項目的71%，但具有國家電網正式并網許可文件的項目不超過10個，也就是說，90%甚至更多的項目都沒有實現(xiàn)實際意義上的并網。
對此，2012年10月底，國家電網針對并網難問題發(fā)布了《關于做好分布式光伏發(fā)電并網服務工作的意見》，表示將對分布式光伏開辟綠色通道。
事實上，除了對用戶端的“服務”外，國家層面還將對并網的“標準”進行升級，《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》和《光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網技術規(guī)定》已經報批國家標準委，不出意外，7月份將頒布實施。“兩份標準都將以國標的形式形成約束力。”中國電力科學研究院新能源研究所副總工程師朱凌志表示。
據了解，《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定》在2005年曾作為國標使用，后超過使用期限，在2009年進行了修訂，改為《國家電網公司光伏電站接入電網技術規(guī)定(試行)，此后，2011年定為國網企業(yè)標準。“作為企業(yè)標準，就很難有約束力，我們在實際運行檢測中發(fā)現(xiàn)很多干擾并網的因素其實來自于光伏設備，很多設備與電網的標準不匹配，甚至一些設備完全無技術規(guī)范可言。”朱凌志表示。
與大型光伏電站的并網國標不同，分布式光伏的并網國標是單列的，而這也與風電的并網國標不同，風電統(tǒng)一為一個國標。
對于國標的主要修訂方向和主要指標，朱凌志稱，“對于接入380V電壓等級的小型光伏電站，要求總容量原則上不超過上一級變壓器供電區(qū)域內的最大負荷的25%，但沒有對容量約束提出要求；對于大型光伏發(fā)電站，主要是加入了短期和超短期功率預測的要求，不僅要求低電壓穿越，還要求零電壓穿越。”
然而，風電國標當初在發(fā)布時引起的最大爭議就是低電壓穿越，很多風電企業(yè)因此折戟或受影響嚴重。一方面，低電壓穿越測試只有國網電科院(300215,股吧)一家可做，而且收費頗高，另一方面，很多企業(yè)一年多都沒排上隊。
這次光伏并網國標，不僅提出了低電壓穿越，還涉及零電壓穿越的測試，是否會重蹈風電覆轍，對此朱凌志解釋稱，“光伏與風電的低電壓穿越測試有所不同，而且光伏設備的適應情況比風電設備要好。”
在朱凌志看來，國標最大的影響不在于此，而在于對光伏設備廠商的洗牌。“國標出來后，受影響最大的是逆變器和變頻器等的設備企業(yè)，所有指標都對它們提出了從嚴的標準。”但他同時解釋稱，“其實制訂時有些大型企業(yè)提出了更為嚴格的標準，考慮到大多數企業(yè)，我們做了適度的調整，但即使這樣，很多企業(yè)也將會因此被淘汰，這個行業(yè)現(xiàn)在比較亂，也可以通過國標的施行推進健康有序的發(fā)展。”
度電補貼上浮
除了并網難問題，補貼問題也是備受關注。
6月14日，國務院常務會議再次將光伏產業(yè)作為議題之一進行重點部署，并確定了6大扶持措施，包括重點拓展分布式光伏發(fā)電應用；保障配套電網與光伏發(fā)電項目同步建設投產，優(yōu)先安排光伏發(fā)電計劃，全額收購所發(fā)電量；制定光伏電站分區(qū)域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規(guī)模，保障對分布式光伏發(fā)電按電量補貼的資金及時發(fā)放到位；鼓勵金融機構采取措施緩解光伏制造企業(yè)融資困難；支持關鍵材料及設備的技術研發(fā)和產業(yè)化；鼓勵企業(yè)兼并重組，抑制產能盲目擴張。
其中，制定光伏電站分區(qū)域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規(guī)模并確保資金發(fā)放到位被認為是最立竿見影的救市方法。
今年3月，國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善光伏發(fā)電價格政策通知》的征求意見稿，將光伏發(fā)電價格分為大型光伏發(fā)電項目和分布式發(fā)電項目兩種，針對大型光伏發(fā)電項目，提出分四類資源區(qū)分別執(zhí)行0.75元、0.85元、0.95元和1元/度的標桿上網電價，對于分布式發(fā)電的電價補貼為0.35元/度。
此后，各方對此價格均表示普遍偏低，要求上浮。據悉，上述電價或將小幅上浮，目前的方案是四類資源區(qū)大型光伏電站分別執(zhí)行0.8元、0.9元、1元和1.05元/度的標桿上網電價，對于分布式發(fā)電自發(fā)自用部分的電價補貼為0.45元/度。也就是說，大型電站或將普遍上浮0.05元，分布式上浮0.1元。
“相對于0.75元起步的四類電價，0.8元起步的度電補貼額度對于企業(yè)來講，盈利應該不存在問題。”前國家發(fā)改委能源研究所所長周鳳起表示。“對于分布式光伏，自發(fā)自用補貼0.45元應該說挺高，上網電價高的地方，電站設計的好，負荷匹配好，那就可以高盈利。”朱凌志認為，“大型光伏電站，0.8元在青海和西藏，只要并網沒問題，就能收回成本，但問題是鼓勵建設了一大批電站后，是否存在有效的消納市場，當然還有輸送問題，最重要的是對國家的可再生能源發(fā)展基金，原本就那么多缺口，再提高電價補貼，這些錢哪里來？”
據了解，作為可再生能源補貼主要來源的可再生能源發(fā)展基金2011年欠賬100億元，2012年這一數字達到了200億元。
不過日前有消息稱，可再生能源附加費增收標準有望月末出臺，主要即為提高水電和火電的附件費來補貼光伏和風電等可再生能源，此前2012年1月，可再生能源附加費由原來的每度電4厘提高到8厘，本次上調將從2厘至每度電補貼1分錢。
除了上述存在的隱憂，朱凌志認為還有一個問題更值得思考，“光伏0.8元去除脫硫標桿電價，補貼額度差不多0.4元，但是風電的話，0.61元的上網電價，去除脫硫標桿電價，補個0.2元就足夠了，補1度光伏的電可以補2度的風電，為什么花兩倍的補貼去扶持光伏，畢竟可再生能源發(fā)展基金本已捉襟見肘。
