中国光伏激励政策和光伏发电存在的问题

1、中国光伏激励政策和光伏发电存在的问题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谓不全，力度不可谓不大，但仍存缺陷，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得发电项目；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，每年全国大约可以征收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

2、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2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

3、建筑项目、“金太阳”示范工程等。中国光伏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

4、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的征收金额2-6元不等。一座10MW的光伏电站大约占地25万平方米，即使每年只收1元/平方米，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电力购买协议（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

5、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2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，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

6、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

7、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，要求项目建成后要进行入网检测，要求所有项目缴纳系统配用金，还要求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。其它问题：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

8、企业融资困难等。总之， 上述问题不解决将会直接影响到光伏发电市场的健康、稳定发展。未来储能将发挥重要作用国内提出“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。自消费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（而在中国，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，德国的情况确好很多。（见图4）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，可以享受到25欧分/kWh的电网零售电价；而由1/3

9、的光伏电量无法在白天消纳，而是发送到电网，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。中国虽然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。国内光伏应用市场建议与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