政策馳援光伏分布式發電絕地突圍箭在弦上

    鋰電世界  在北京亦莊經濟技術開發區，一幢幢低矮的企業廠房屋頂上都鱗次櫛比地分布著太陽能屋頂電站，在烈日的直射下閃著刺眼的光。

    2009年，國內就啟動了“金太陽”示范工程，然而過去三年“金太陽”示范的經歷并不順利。據中國證券報記者調查了解，由于并網協調問題，眾多“金太陽”工程項目建成之后的發電運行情況始終不暢，很多光伏電站白白躺在屋頂上“曬太陽”。

    面對大型地面電站遭遇的種種困境，業界紛紛寄望以發展分布式電站作為光伏國內市場規模化啟動的新“杠桿”，進而撬動起國內光伏市場需求的加速擴容，以解深陷國外市場需求萎靡而無力自拔的光伏產業大軍的“燃眉之急”。

    在過去不到一個月時間內，國家連續發布《“十二五”國家戰略性新興產業發展規劃》及《“十二五”可再生能源發展規劃》兩大政策文件，其中均著重提及要大力發展新能源分布式發電系統，尤其是太陽能光伏產業更被列為發展分布式發電的最重點領域。如今有了政策東風，光伏分布式發電絕地突圍已經是箭在弦上。

    30%自發自用電量“魔咒”

    自國家2009年啟動“金太陽”示范工程開始，全國各大城市便興起屋頂光伏電站建設潮，與遙遠西部戈壁灘上的大型地面電站相呼應。亦莊作為北京市首批 “金太陽”工程示范區，2009年就規劃了20兆瓦的用戶側并網電站裝機，實現園區企業耗電量的自發自用。按照當初預計，這些項目實施后可年均發電 2272萬度。

    然而，當這些電站相繼建成之后，當初的設想與現實卻相差甚遠。開發區內一家大型光伏設備企業負責人告訴中國證券報記者，他所在的企業申請的1兆瓦電站是2009年國家首批核準的項目之一，也是當時亦莊開發區裝機最大的示范工程。2011年項目并網后，按照測算，日自發電量最低可達3600度，至少可滿足企業每天80%的耗電量。但自項目實際運行以來，由于受電網限制，日發電量一超過企業用電需求的30%，線路就會自動斷掉。

    “按照當初測算，如果每天能滿發3600度電自用，就相當于每天省下2800元的電費，一年下來電費成本可節省 100多萬元。”該負責人告訴中國證券報記者，光伏設備生產屬于高耗能產業，用電成本占據各個企業生產成本的60%左右。這部分成本一旦降低，就等于給目前深陷困境的企業大大減了負。

    當然，企業自發自用光伏發電也有價格昂貴的困擾，畢竟目前國內光伏發電度電成本都在1元/度以上。但上述負責人告訴中國證券報記者，如果按照目前光伏電站每瓦12元的初始投資核算，年發滿1100小時最后折算下來的合理度電成本在1.9元/度左右，國家補貼后，度電成本可降低至0.8元/度，這與目前北京工商業用電價格基本相當，因此企業愿意用。

    但在電網企業“‘金太陽’工程自發自用電量比重不超過30%”的要求下，上述所有經濟上的優勢都大打折扣。在這家光伏設備企業隔壁的一家涉足光伏電站安裝業務的企業也同樣遭遇 “30%”魔咒困擾，該企業相關人士對中國證券報記者表示，他所在的企業在2009年申請了三個“金太陽”示范項目，但先期建成的規模相對小的項目運行效果不佳，導致其中最大的3兆瓦項目遲遲不敢動工建設，因為容量越大，在電網約束下，意味著投資回報周期越長。

    “金太陽”工程自推出以來不斷有企業面臨“拖延工期，騙取補貼”的質疑，甚至一些項目在今年被財政部取消了示范資格。但了解內情的人士紛紛反映，很多項目不是故意拖延不建，確實是害怕建成后不能滿負荷發電，白白讓電站躺在屋頂上“曬太陽”。

    北京交通大學光電子技術研究所教授徐征對中國證券報記者表示，近年來他一直在配合北京市建委做市內“金太陽”示范項目的驗收工作，通過實地調研，他發現幾乎所有項目在后期運行中均存在問題，其成因除少數在于電站建設質量問題外，更多的則在于后期并網發電上的不暢。“很多項目為避免資源浪費，不得不按照自身年發電量的30%來量身訂做電站裝機規模，以適應電網的要求。”他說。

    多余電量上網困境

    今年以來，光伏全行業發展持續低迷，企業的大面積停產直接導致了用電需求的大幅縮減。對于頭頂著一個個“金太陽”的企業來說，30%的自發自用電量瞬間從“不解渴”到“難消化”，這時，為保證項目正常運行，越來越多的企業產生了“多余電量向電網輸送”的現實需求。

    “以自發自用為主，多余電量上網為輔”，本身就是國際上發展分布式發電的客觀規律，也能充分發揮分布式發電靠近用電終端便于上網優勢，是順理成章的事。

    但從目前現實來看，“多余電量上網”遭遇的困境甚至比上述“30%魔咒”更甚。一方面，太陽能和風能資源的間歇性及不穩定性給電網留下的“影響電網運行安全”的顧慮始終未徹底消除，電網對光伏發電抱有本能的排斥心理;另一方面，即便考慮吸納光伏發電，也須按照電網的設計進行技術處理后進行統購統銷，多余電量想直接向電網銷售似乎不太可能。

    結合國際經驗，業界紛紛倡議以建設智能微電網來實現光伏發電在一定規模的局域網內雙向流動。據徐征介紹，微電網平時與大電網并聯，通過自備的儲能系統，可以在用電高峰時向大電網輸電，用電低谷時從大電網購電。更為重要的是，微電網可以從大電網中實現快速切換、隔離，對大電網安全運行無影響，免除電網企業的顧慮。

    微電網概念的興起，讓人們仿佛看到了有效化解光伏并網難，進而推動國內光伏市場迅速擴容的希望。中冶集團最近就瞅準這一領域的市場機遇著手提前布局，其正自籌數千萬元資金準備在總部所在地辦公區域建設一個微網示范項目，并意欲通過未來的商業化運作將其打造為未來的一個業績增長極。盡管目前仍存在一些例如儲能等技術因素制約，但市場普遍預計微網產業化后市場規模可望在5年內達到上千億元規模。

    與這一端興奮躁動的情緒相比，微網另一端連接的電網企業則顯得謹慎許多。國網能源研究院一位不愿具名的人士對中國證券報記者表示，就中國目前的發展狀況而言，微電網只有在那些大電網鞭長莫及的偏遠地區具有存在價值，微電網未來的發展空間非常有限，存在的必要性并不太大，產業化更是提不上日程。

    在中國證券報記者采訪過程中，對于微網未來發展，眾多人士均提出一個問題：微網到底應該由誰來建?在徐征看來，幾家寫字樓之間就可組成一個微網系統，其工程量和技術難度相對于大電網建設要小很多，甚至一個小區的電工隊就可以完成。

    但上述國網能源研究院人士則指出，按照當前《電力法》要求，電網企業擁有建設和運營供電網絡的唯一許可權，其他任何主體建設微網可能都面臨合法性問題。此外，包括微電網接入、規劃設計、建設運行和設備制造等環節，都缺乏相應的國家層面的技術標準與管理規范。

    徐征表示，有關大規模建設微電網系統以化解當前國內光伏產業困局的積極作用，已經在業界形成廣泛共識，而且在技術上不存在任何障礙，現在需要打通的關節是政策和電網瓶頸。

    據中國證券報記者了解，對于解決分布式發電并網問題，國網推行的方案是所有光伏發電量在并網端原地升壓至10千伏以上入網計價，再降回380伏按銷售價格結算。一位業內專家對此指出，對于習慣了吃上網和銷售電價價差的電網來說，這種考慮符合其運營特性。企業每自發自用一度電，帶來的是電網售電收入的直接減少。但這“一升一降”過程中無端增加了大量輸變電投資，浪費財力物力。“這就如同一個人去鄰居家串門兒，卻必須先開車上大街，繳納過路費后再繞回來，顯然是不合理的。”他說。

    絕地突圍已箭在弦上

    事實上，諸如亦莊等國內眾多產業園區企業在申請“金太陽”示范工程時，就曾計劃集中園區內各企業進行集中連片示范，而絕非現實中各個企業各自為戰，自發自用建設一個個 “金太陽”孤島。上述亦莊開發區企業負責人就對中國證券報記者表示，目前他們最大的期盼就是分布式發電相關支持政策“甘霖”的降落。

    讓人們看到希望的是，政策的動向正在朝著積極的方向演變。在不久前召開的可再生能源“十二五”規劃實施座談會上，國家能源局可再生能源與新能源司司長王峻指出，未來太陽能發電發展主要方式是就近接入、當地消納，特別是要發展分布式太陽能發電。與此前一直秉承風電“大基地”式發展思維相比，政策上首次明確光伏發展的新路徑。

    除此之外，國家能源局組織制定的《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》和《分布式發電并網管理辦法(征求意見稿)》即將于近期正式發布。被業界解讀為未來分布式發電綱領性文件的《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》中明確提出，未來分布式發電將分三類實施：一是自發自用，不向電網反送電力;二是自用為主，余電上網;三是接入公共配電網，電網統購統銷，并兼顧各方利益訴求，提出各類項目的適用條件。

    更值得注意的是，相關部門正在醞釀“金太陽”工程規模擴容，并將示范項目補貼方式由原來的按單位裝機補貼改為按度電補貼，并出臺具體電價補貼標準，與地面大型電站補貼方式接軌。

    “當前國內光伏產業發展已經到了決定命運的十字路口，國內光伏市場大規模啟動已越來越被寄予厚望。過去的發展經歷已證明‘大基地’式發展新能源產業漸漸走入了死胡同，發展分布式發電已到了箭在弦上，不得不發的地步。”徐征說，所幸的是，政策上和產業界都堅定了這一信念，未來值得期待。

    按照上述中冶集團人士表示，“十二五”2100萬太陽能發電裝機目標中，包括離網系統在內的分布式光伏發電至少應達1000萬千瓦，相對于目前不足50 萬千瓦的裝機容量來說將提升20多倍，這一市場空間的釋放將帶動起包括光伏設備產業鏈及微網、儲能等各領域的投資熱潮。