并網:超前與滯后
毫無疑問,在分布式光伏的發展中,電網公司的身份多少有些尷尬。走得慢了,受業界與社會輿論的質疑;走得快了,則不免又有些“自作主張”。
雖然國家對分布式光伏項目的原則是,在自發自用的基礎上余量上網。可出于各種原因,許多項目發的電全部上網,而即使是“余量上網”或“自發自用”的項目模式,也都需要電網做出相應的接入設計與改造,并網的工作量與壓力并不小。
在“金太陽”工程的實施中,投資方對電網一個最大的意見是接入系統的費用太高。在對國網上海電力公司的采訪中,發策部主任陶佩軍告訴本刊記者,電力系統的技術規范由國家制定,在國家技術規范沒有做出配套修改的情況下,電網只能參照常規電廠的做法,因此“接入的要求高,費用自然貴。所謂接入費用主要在于線路,除此之外我們沒有收過其他方面的服務費用。”
在陶佩軍看來,過去的那套技術規范顯然不適合分布式光伏發展,其實質在于“國家的政策規則規范滯后于光伏的發展”。
2012年10月26日,在國家相關標準規范缺失的情況下,國家電網公司決定先行一步,發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》。
在該文件中,國家電網公司明確了“分布式光伏發電”的定義:“位于用戶附近,所發電能就地利用,以10千伏及以下電壓等級接入電網,且單個電源點總裝機容量不超過6兆瓦的光伏發電項目”。而據任東明的介紹,此前國內最早關于“分布式發電”的定義是在2011年國家能源局發布《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》中,是指“位于用戶所在地附近,不以大規模遠距離輸送為目的,生產電力除用戶自用和就近利用外,多余的電力送入當地配電網的發電設施、發電系統,或有電力輸出能力的多聯供系統”的發電項目,并無具體的接入電壓等級與容量標準。分布式發電的定義,無疑需要一個國家層面的明確標準。
此外,國家電網公司承諾免收系統備用容量費與任何服務費用,并明確了辦理流程與工期安排。針對并網設備與人工方面的費用,國家電網公司總部專門設立了一個單項資金,根據項目情況向下發放。“要執行一段時間才知道花多少錢,目前就是先把事做成了”,業內人士對本刊記者說,“但長此以往是沒道理的,對企業而言,各種費用收支都是有明確規定的,特別像國家電網公司這樣的大型央企,每一項收入與支出都有國家政策支撐,可現在這筆費用支出,我們暫時無法列支,只能先墊付著,等待國家政策。我們也有個別員工不能理解,覺得哪有做這種事情的,把自己飯碗敲掉,敲碗的榔頭錢還要自己出”。
今年2月份,國家電網公司又將這一服務政策進一步擴展到整個分布式能源領域。
項目開發企業對并網的政策支持,普遍感覺力度很大,對電網所做的工作也很歡迎、認可,只是仍然覺得流程有些繁瑣。在對晶澳太陽能有限公司等光伏企業的采訪中,本刊記者了解到,他們對國家電網公司的并網政策也非常歡迎,只有項目并網發電,他們的產品才有市場。
在個人分布式光伏項目的開發上,電網再次走到政府前面。打開國網浙江省電力公司今年3月25日《關于浙江新能源和分布式電源有關情況的匯報》的文件,里面清楚地記錄著自然人建設、運行分布式光伏發電項目存在的問題,這些問題均需要國家修訂有關法律、法規才能解決。
首先的問題是項目立項政策不明確。目前國家電網公司明確自然人投資建設分布式電源項目不需政府部門立項。若項目法人投資光伏項目,也未獲得“路條”文件,電網企業是否能受理接入,尚不明確。
其次是上網電價和結算憑證不明確。由于沒有路條文件,政府價格主管部門對其上網電價尚不明確。對自然人應開具哪類上網電量結算發票、由哪個部門(單位)代開發票,也未明確。
此外,還有項目設計、施工、運行資質的要求問題。出于電網安全考慮,根據國家電網公司文件,分布式電源(含光伏)項目工程設計和施工建設應符合國家相關規定。對自然人建設的光伏發電項目,出于成本考慮,個人常常無法委托有資質的設計機構、施工單位進行工程設計與施工。
最后是發電許可證的問題。根據電監會電力業務許可制度,發電企業必須辦理發電許可證。面對自然人大量進入光伏發電市場的前景,個人是不是發電主體?如果是,是否需要辦理發電許可證?為真正推廣分布式光伏發電計,建議政府有關部門理應明確分布式光伏發電項目免辦發電許可證。“就發電許可證的問題,我起碼跟電監會反映過兩三次”,陶佩軍對本刊記者說。
根據國家電網公司的統計,截至目前,公司累計受理光伏并網相關咨詢業務5741件,報裝業務352戶,其中43戶完成并網。“國家電網公司的并網政策剛出來的時候,來了好多人咨詢,最近來的少了,他們計算以后感覺還不是很劃算”,浙江海寧供電局副局長胡舟對本刊記者說。
在目前上網電價不明的情況下,一些地方的電網企業已經為并網用戶開始“臨時結算”了。“上海目前個人用戶有6家,最少的500瓦,最多的5千瓦,目前暫時參照上海的脫硫燃煤價0.4773元按月結算,以后等電價政策明確了,再‘多退少補’”,陶佩軍向本刊記者介紹道。
從全國范圍看,個人分布式光伏項目的安裝者主要是一些發燒友、研究者、太陽能企業老板以及光伏設備代理商,因為按照目前的電價補貼,這些項目并不具備經濟性。
國務院參事室特約研究員、中國城市燃氣協會分布式能源專委會主任徐曉東是一位資深能源專業人士,他在北京順義的家中屋頂上裝了總裝機4.2千瓦的光伏發電項目,加上購買逆變器等設備及各種人工費用,總成本約4萬多元。“如果以北京目前0.4002元的脫硫燃煤價收購,即使按每天30千瓦時的發電峰值計算,收回成本需要9.12年。”
未來可期的分布式光伏發展前景,將給電網安全帶來哪些問題,目前仍在討論與研究之中。分布式光伏發電項目,事實上改變了電網的配網結構,原來的配網結構,上面的線路切斷后,下面就沒電了,現在則不同。雖然也裝了防孤島裝置,可業內人士仍然感覺心慌,“中國目前幾十家認證機構認證全國幾百個產品,哪一個才是權威的,并不清楚。一旦防孤島裝置不起作用了,該斷的電沒有斷電,檢修的時候是要死人的。電網是否安全,這是我們最擔心的。”
怎樣的電價補貼“套裝”?
今年3月,國家發改委《關于完善光伏發電價格政策通知》征求意見稿的公布,引爆業界對“金太陽”工程終止后電價補貼政策的熱議與猜想。采訪中,許多項目開發企業明確表示,手頭儲備了不少項目,就等著這一政策的最終出臺。
一直以來,“金太陽”工程一次性補貼的做法很受質疑。一些項目開發企業在采訪中表示,雖然從投資成本的角度看,一次性補貼對企業的扶持力度更大,可從長遠看,度電補貼是必然趨勢。合理的電價補貼政策,不僅能提高國家補貼的資金利用效率,也會使那些踏踏實實做產業的人真正受益,淘汰掉一批短視的企業。對他們而言,眼下最關注的就是電價補貼的標準了。
在孟憲淦看來,光伏發電有兩個原則,一是政策推動、財政補貼的原則,一是投資者要有合理成本加合理利潤的原則,關鍵在于把握好政府與市場的度。
究竟怎樣的電價補貼政策才合理?
目前的征求意見稿,對分布式光伏發電和大型地面電站做了區分。分布式發電的度電補貼為0.35元,并網電價則由電網企業按照當地脫硫燃煤發電標桿上網電價進行收購。大型光伏發電標桿上網電價則根據太陽能資源稟賦,將全國劃分為四類電價,每千瓦時的價格分別為0.75元、0.85元、0.95元、1元。電價補貼標準將隨發電成本降低逐漸調減,補貼年限明確為20年。
對其中分布式光伏發電的電價補貼政策,許多受訪的項目開發企業并不滿意。浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛更坦言:“這個政策一出來,應該沒有什么人去做。即使按最好的情況計算,工業用戶完全自發自用,0.8元多的工業電費再加上0.35元的補貼,也就1.2元不到??膳c‘金太陽’不同,前面沒有建設補貼,完全自己掏錢進去,按照目前9元多1瓦的綜合成本,算下來靜態成本回收都需要10年以上。”從中能夠看出,國家政策調控的支持傾向非常清晰,那就是盡量自發自用,也就是李崇衛所計算的“最好的情況”。
采訪中,也有企業對這種“自發自用”項目的補貼政策還比較滿意。橫店集團東磁股份有限公司光伏系統開發部部長董江群對本刊記者介紹道,公司位于東陽市橫店廠區的20.7兆瓦分布式光伏項目剛于今年4月8日正式并網發電,作為浙江省最大規模的分布式光伏電站,該電站總投資2.3億元,年發電量2000萬千瓦時,全部自發自用,發電量占廠區用電量的10%左右,“如果加上國家的電價補貼,6年左右可以回本,如果不享受補貼的話,至少要在10多年。”可問題在于,已享受“金太陽”工程補貼的項目,還能享受將出臺的度電補貼政策么?
對一些開發企業提出的“分布式光伏的度電補貼價也應該根據資源稟賦有所區分,不宜一刀切”,孟憲淦則認為,從一次性補貼過渡到分類電價補貼,有一個延續問題,在管理體制還不是很順的情況下,搞得太細沒有基礎。
也有一些開發企業提出,國家財政可以采取折衷的補貼政策,項目建設開始補一塊,電價再補一塊。
此外,尚有一些細則有待盡快明確。據國網浙江省電力公司營銷部專責童瑞明介紹,根據國家政府性基金及附加的有關規定,所有“自發自用”用戶都要征收“可再生能源基金”。對依靠這一基金補貼的分布式光伏“自發自用”用戶,如果再征收這塊費用,無疑很不合理。目前政府對是否減免并無說法,浙江省目前的政策是暫緩收取。
顯然,單純的電價補貼政策并不能解決分布式光伏的所有問題。在李崇衛看來,相關的配套政策同樣關鍵。電價補貼政策應該是一個包含《電力法》修訂、《合同能源管理》完善、結算憑證明確、電費交易規則細化的“套裝”,而不只是一頂顏色鮮艷的帽子。
毫無疑問,在分布式光伏的發展中,電網公司的身份多少有些尷尬。走得慢了,受業界與社會輿論的質疑;走得快了,則不免又有些“自作主張”。
雖然國家對分布式光伏項目的原則是,在自發自用的基礎上余量上網。可出于各種原因,許多項目發的電全部上網,而即使是“余量上網”或“自發自用”的項目模式,也都需要電網做出相應的接入設計與改造,并網的工作量與壓力并不小。
在“金太陽”工程的實施中,投資方對電網一個最大的意見是接入系統的費用太高。在對國網上海電力公司的采訪中,發策部主任陶佩軍告訴本刊記者,電力系統的技術規范由國家制定,在國家技術規范沒有做出配套修改的情況下,電網只能參照常規電廠的做法,因此“接入的要求高,費用自然貴。所謂接入費用主要在于線路,除此之外我們沒有收過其他方面的服務費用。”
在陶佩軍看來,過去的那套技術規范顯然不適合分布式光伏發展,其實質在于“國家的政策規則規范滯后于光伏的發展”。
2012年10月26日,在國家相關標準規范缺失的情況下,國家電網公司決定先行一步,發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》。
在該文件中,國家電網公司明確了“分布式光伏發電”的定義:“位于用戶附近,所發電能就地利用,以10千伏及以下電壓等級接入電網,且單個電源點總裝機容量不超過6兆瓦的光伏發電項目”。而據任東明的介紹,此前國內最早關于“分布式發電”的定義是在2011年國家能源局發布《分布式發電管理辦法(征求意見稿)》中,是指“位于用戶所在地附近,不以大規模遠距離輸送為目的,生產電力除用戶自用和就近利用外,多余的電力送入當地配電網的發電設施、發電系統,或有電力輸出能力的多聯供系統”的發電項目,并無具體的接入電壓等級與容量標準。分布式發電的定義,無疑需要一個國家層面的明確標準。
此外,國家電網公司承諾免收系統備用容量費與任何服務費用,并明確了辦理流程與工期安排。針對并網設備與人工方面的費用,國家電網公司總部專門設立了一個單項資金,根據項目情況向下發放。“要執行一段時間才知道花多少錢,目前就是先把事做成了”,業內人士對本刊記者說,“但長此以往是沒道理的,對企業而言,各種費用收支都是有明確規定的,特別像國家電網公司這樣的大型央企,每一項收入與支出都有國家政策支撐,可現在這筆費用支出,我們暫時無法列支,只能先墊付著,等待國家政策。我們也有個別員工不能理解,覺得哪有做這種事情的,把自己飯碗敲掉,敲碗的榔頭錢還要自己出”。
今年2月份,國家電網公司又將這一服務政策進一步擴展到整個分布式能源領域。
項目開發企業對并網的政策支持,普遍感覺力度很大,對電網所做的工作也很歡迎、認可,只是仍然覺得流程有些繁瑣。在對晶澳太陽能有限公司等光伏企業的采訪中,本刊記者了解到,他們對國家電網公司的并網政策也非常歡迎,只有項目并網發電,他們的產品才有市場。
在個人分布式光伏項目的開發上,電網再次走到政府前面。打開國網浙江省電力公司今年3月25日《關于浙江新能源和分布式電源有關情況的匯報》的文件,里面清楚地記錄著自然人建設、運行分布式光伏發電項目存在的問題,這些問題均需要國家修訂有關法律、法規才能解決。
首先的問題是項目立項政策不明確。目前國家電網公司明確自然人投資建設分布式電源項目不需政府部門立項。若項目法人投資光伏項目,也未獲得“路條”文件,電網企業是否能受理接入,尚不明確。
其次是上網電價和結算憑證不明確。由于沒有路條文件,政府價格主管部門對其上網電價尚不明確。對自然人應開具哪類上網電量結算發票、由哪個部門(單位)代開發票,也未明確。
此外,還有項目設計、施工、運行資質的要求問題。出于電網安全考慮,根據國家電網公司文件,分布式電源(含光伏)項目工程設計和施工建設應符合國家相關規定。對自然人建設的光伏發電項目,出于成本考慮,個人常常無法委托有資質的設計機構、施工單位進行工程設計與施工。
最后是發電許可證的問題。根據電監會電力業務許可制度,發電企業必須辦理發電許可證。面對自然人大量進入光伏發電市場的前景,個人是不是發電主體?如果是,是否需要辦理發電許可證?為真正推廣分布式光伏發電計,建議政府有關部門理應明確分布式光伏發電項目免辦發電許可證。“就發電許可證的問題,我起碼跟電監會反映過兩三次”,陶佩軍對本刊記者說。
根據國家電網公司的統計,截至目前,公司累計受理光伏并網相關咨詢業務5741件,報裝業務352戶,其中43戶完成并網。“國家電網公司的并網政策剛出來的時候,來了好多人咨詢,最近來的少了,他們計算以后感覺還不是很劃算”,浙江海寧供電局副局長胡舟對本刊記者說。
在目前上網電價不明的情況下,一些地方的電網企業已經為并網用戶開始“臨時結算”了。“上海目前個人用戶有6家,最少的500瓦,最多的5千瓦,目前暫時參照上海的脫硫燃煤價0.4773元按月結算,以后等電價政策明確了,再‘多退少補’”,陶佩軍向本刊記者介紹道。
從全國范圍看,個人分布式光伏項目的安裝者主要是一些發燒友、研究者、太陽能企業老板以及光伏設備代理商,因為按照目前的電價補貼,這些項目并不具備經濟性。
國務院參事室特約研究員、中國城市燃氣協會分布式能源專委會主任徐曉東是一位資深能源專業人士,他在北京順義的家中屋頂上裝了總裝機4.2千瓦的光伏發電項目,加上購買逆變器等設備及各種人工費用,總成本約4萬多元。“如果以北京目前0.4002元的脫硫燃煤價收購,即使按每天30千瓦時的發電峰值計算,收回成本需要9.12年。”
未來可期的分布式光伏發展前景,將給電網安全帶來哪些問題,目前仍在討論與研究之中。分布式光伏發電項目,事實上改變了電網的配網結構,原來的配網結構,上面的線路切斷后,下面就沒電了,現在則不同。雖然也裝了防孤島裝置,可業內人士仍然感覺心慌,“中國目前幾十家認證機構認證全國幾百個產品,哪一個才是權威的,并不清楚。一旦防孤島裝置不起作用了,該斷的電沒有斷電,檢修的時候是要死人的。電網是否安全,這是我們最擔心的。”
怎樣的電價補貼“套裝”?
今年3月,國家發改委《關于完善光伏發電價格政策通知》征求意見稿的公布,引爆業界對“金太陽”工程終止后電價補貼政策的熱議與猜想。采訪中,許多項目開發企業明確表示,手頭儲備了不少項目,就等著這一政策的最終出臺。
一直以來,“金太陽”工程一次性補貼的做法很受質疑。一些項目開發企業在采訪中表示,雖然從投資成本的角度看,一次性補貼對企業的扶持力度更大,可從長遠看,度電補貼是必然趨勢。合理的電價補貼政策,不僅能提高國家補貼的資金利用效率,也會使那些踏踏實實做產業的人真正受益,淘汰掉一批短視的企業。對他們而言,眼下最關注的就是電價補貼的標準了。
在孟憲淦看來,光伏發電有兩個原則,一是政策推動、財政補貼的原則,一是投資者要有合理成本加合理利潤的原則,關鍵在于把握好政府與市場的度。
究竟怎樣的電價補貼政策才合理?
目前的征求意見稿,對分布式光伏發電和大型地面電站做了區分。分布式發電的度電補貼為0.35元,并網電價則由電網企業按照當地脫硫燃煤發電標桿上網電價進行收購。大型光伏發電標桿上網電價則根據太陽能資源稟賦,將全國劃分為四類電價,每千瓦時的價格分別為0.75元、0.85元、0.95元、1元。電價補貼標準將隨發電成本降低逐漸調減,補貼年限明確為20年。
對其中分布式光伏發電的電價補貼政策,許多受訪的項目開發企業并不滿意。浙江正泰新能源開發有限公司副總經理李崇衛更坦言:“這個政策一出來,應該沒有什么人去做。即使按最好的情況計算,工業用戶完全自發自用,0.8元多的工業電費再加上0.35元的補貼,也就1.2元不到??膳c‘金太陽’不同,前面沒有建設補貼,完全自己掏錢進去,按照目前9元多1瓦的綜合成本,算下來靜態成本回收都需要10年以上。”從中能夠看出,國家政策調控的支持傾向非常清晰,那就是盡量自發自用,也就是李崇衛所計算的“最好的情況”。
采訪中,也有企業對這種“自發自用”項目的補貼政策還比較滿意。橫店集團東磁股份有限公司光伏系統開發部部長董江群對本刊記者介紹道,公司位于東陽市橫店廠區的20.7兆瓦分布式光伏項目剛于今年4月8日正式并網發電,作為浙江省最大規模的分布式光伏電站,該電站總投資2.3億元,年發電量2000萬千瓦時,全部自發自用,發電量占廠區用電量的10%左右,“如果加上國家的電價補貼,6年左右可以回本,如果不享受補貼的話,至少要在10多年。”可問題在于,已享受“金太陽”工程補貼的項目,還能享受將出臺的度電補貼政策么?
對一些開發企業提出的“分布式光伏的度電補貼價也應該根據資源稟賦有所區分,不宜一刀切”,孟憲淦則認為,從一次性補貼過渡到分類電價補貼,有一個延續問題,在管理體制還不是很順的情況下,搞得太細沒有基礎。
也有一些開發企業提出,國家財政可以采取折衷的補貼政策,項目建設開始補一塊,電價再補一塊。
此外,尚有一些細則有待盡快明確。據國網浙江省電力公司營銷部專責童瑞明介紹,根據國家政府性基金及附加的有關規定,所有“自發自用”用戶都要征收“可再生能源基金”。對依靠這一基金補貼的分布式光伏“自發自用”用戶,如果再征收這塊費用,無疑很不合理。目前政府對是否減免并無說法,浙江省目前的政策是暫緩收取。
顯然,單純的電價補貼政策并不能解決分布式光伏的所有問題。在李崇衛看來,相關的配套政策同樣關鍵。電價補貼政策應該是一個包含《電力法》修訂、《合同能源管理》完善、結算憑證明確、電費交易規則細化的“套裝”,而不只是一頂顏色鮮艷的帽子。