本文摘要：北京9月6日电2009年，我国启动光电建筑、金太阳示范工程和敦煌大型荒漠光伏电站招标等多个项目。截至2010年底，我国光伏发电装机为890...

　　二、阻碍用户侧并网推广的政策矛盾――光伏项目享受销售电价还是脱硫燃煤机组标杆上网电价，按“负荷管理”方式还是电站方式进行管理

　　2009年7月16日，财政部、科技部、国家能源局联合发布金太阳示范工程的通知，通知指出“各地电网企业应积极支持并网光伏发电项目建设，提供并网条件。用户侧并网的光伏发电项目所发电量原则上自发自用，富余电量及并入公共电网的大型光伏发电项目所发电量均按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆上网电价全额收购”。同时明确规定，“利用工矿、商业企业以及公益性事业单位既有建筑等条件建设的用户侧光伏发电项目，单个项目装机容量不低于300千瓦”。而同年7月24日国家电网公司发布的光伏电站接入电网技术规定却明确规定，光伏发电装机容量超过200千瓦的必须接入10千伏及以上电压等级电网。

　　此后，虽然该技术规定起草单位的评审专家解释说，技术规定所要表达的是，只要光伏项目的单点接入容量不超过200千瓦，就允许在低压400伏电网接入，而不是指整个项目的装机容量；随着示范的不断推进，目前的金太阳工程项目发电容量动辄几兆瓦，分散在厂矿各个屋顶上的光伏电池所发电量可以就近接入配电网，为就近的用电设备供电，无需将整个项目所发电量集中上网，但5月13日参加由财政部、国家能源局、科技部和住建部组织召开的“金太阳示范工程座谈会”的13个光伏发电集中应用示范开发区，大多数都反映，由于该技术规定表述不清晰导致的理解偏差，当地电力公司要求金太阳工程项目集中建升压站，从发电侧并网，并以对待公共电站的方式来管理光伏发电项目。

　　这就和金太阳工程的“用户侧”并网和“自发自用”，即允许用“抵消电量”的方式运行光伏系统的原则直接相抵触。专家表示，金太阳和光电建筑项目的盈利要点是“用户侧并网，抵消电网电量，自发自用”，抵消电量意味着光伏电量的价值等效于电网的零售电价。从“用户侧”并网转变为“发电侧”并网，产生的最直接影响就是，将导致光伏电量的价值从用户侧的销售电价，一下变成当地脱硫燃煤机组标杆上网电价，使项目的经济性完全丧失。

　　金太阳示范工程规定，国家对光伏项目初始投资给予50%的补贴。据王斯成测算，以2011年项目为例，我国光伏系统平均造价为1.5万元/千瓦，国家补贴后，初始投资为0.6万元/千瓦，在保证税后内部收益率10%，年满发1100小时情况下，合理电价是0.7元/千瓦时。我国很多省自2009年11月开始实施峰谷电价，地处东部的北京、上海、广东、浙江等省市白天的商业和小工业用电电价平均为0.9525元/千瓦时，远高于0.7元/千瓦时，开发商可以盈利。而燃煤脱硫电价即使是在东部各省也仅在0.35―0.45元/千瓦时左右，最高的广东省为0.49元/千瓦时，两者相差50%以上。如果执行当地燃煤电价，即便在西藏年满发1963小时，项目内部收益率也只有4.24%，西部其他省区和东部地区就更低了。可见，金太阳工程和光电建筑项目若不能享受用户侧零售电价而以发电侧燃煤脱硫电价并网，则在经济上不可行。

　　并且，与“自发自用”的自备电站相比，公共电站的建造成本要高很多，报批手续更复杂、报批时间更长。调研时，专家指出，在规定穿透率的情况下，用户侧并网的光伏系统应当按照“负荷管理”的原则执行，属于电网的不受控单元，其功率波动与负荷的波动在同一数量级，因此金太阳工程用户侧并网的光伏系统不应按照发电站进行管理，做到“只监测、不调度”即可。并且，只要光伏穿透率不超过30%，有功无功调节、低电压穿越等过高的技术要求都是不必要的。

　　此外，应当设置合理的电网接入系统费用和入网检测费用，对于用户侧并网光伏系统一般不应超过初始投资的5%。为了金太阳工程的顺利实施，电网公司应尽快发布简单、易行的用户侧电网接入标准和管理办法，而且一定要下发到地方电力部门，使基层电力部门有章可循。