■ 本刊編輯部

當前中國光伏產業面臨“內外交困”的局面，已是人所共知的事實。啟動國內光伏市場成為根本解決之道，這也成為政府與產業界的共識。

毋庸置疑，我國在啟動國內光伏市場方面邁出了實質性步伐。從出臺光伏上網電價，到金太陽工程和光電建筑政策扶持，都體現了政府支持光伏產業發展的愿望。《2012年金太陽示范項目目錄》已經出爐，總規模達到1709244kW，超過預期裝機一倍；業內人士也樂觀估計今年國內光伏裝機將有望超過5GW。且不說這點市場份額與我國現有超過30GW產能相距甚遠，即使努力開拓已經蕭條的海外市場，也不能有效化解國內光伏產能過剩造成的供需矛盾；更重要的是，這些裝機真正實現后，能否全部轉化成可用的清潔電力。

實際上，現行電力體制已經不能適應當前可再生能源發展的新形勢，必須深化電力改革，才有可能有效化解光伏困局。

我國現行《電力法》施行已歷時16年。當前《電力法》規定的“供電專營”，使本可用380V電壓直接使用的分布式光伏電站，不得不在原地升壓至10kV以上入網計價，再降回380V按銷售電價結算。這無端增加了輸變電投資，光伏發電“并網難”就不足為怪。

光伏發電并網難的另一個重要原因則是電網企業利益機制所致。目前電網企業的收入仍然全部來自發電環節與終端銷售環節之間的價差，光伏發電“自發自用”一度電，則直接導致電網企業減少一度電的價差收入，所以電網企業不愿接受分布式光伏發電量。

這方面歐洲的經驗值得借鑒：電力公司以高于常規電價的價格收購光伏電量，政府對于超出常規電價的部分給以補償，補償電價則通過綠色電力附加分攤到電網的銷售電價中去。

顯然在我國單靠發展大型地面光伏電站并不現實，更應該鼓勵發展分布式光伏電站。因為光伏發電具有分布廣、規模小等特點，項目雖然接入電網，但發電量小，宜就地利用。此類項目組成的終端用戶配電網、微電網及分布式電網中，項目發電量亦可不再由電網統一調度，但須統一監測。

據悉，可再生能源發電配額制將實施，而正在修改的《電力法》將納入新能源并網發電的有關內容，這將為新能源并網發電提供法律環境。這值得我們期待。