光伏發電“并網難”考驗激勵機制

近日，國家發改委下發了《關于完善光伏發電價格政策通知》的意見稿。根據意見稿，光伏發電上網電價將從過去單一的1元/千瓦時，改為分四大資源區來定價，最低的地區電價為0.75元/千瓦時，降幅25%。

參照國際上新能源發展的先例，定價問題可能是影響光伏發電發展的關鍵性因素。怎樣既激勵光伏發電的發展，又不導致整個光伏產業大干快上、產能過剩，將考驗管理者的智慧。

當前，中國光伏發電行業面臨一個突出的難題，裝機量與并網量之間存在較大的鴻溝。數據顯示，2011年全年國內市場新增光伏裝機容量為300萬千瓦，但有約1/3光伏裝機未能并入電網。這不僅是對產業資金與能源的巨大浪費，也對實現光伏產業可持續發展提出了挑戰。

光伏發電為什么難并網？

從現實的技術情況看，光伏發電有新能源突出的弱項——不穩定，受季節、天氣、環境和晝夜更替的影響較大，不能實現24小時對電網“友好”。此外，目前建造的大中型光伏電站大多位于西部人煙稀少的荒漠地區，遠離大中型城市，輸送線路長，成本高。

但光伏發電難并網，更重要的原因恐怕還在價格機制上。

與火電、水電等相比，光伏發電在上網電價方面不具備優勢。有人曾經測算，若按現行收購電價，光伏發電企業上馬設備，收回投資需要十多年。

與此同時，國家可再生能源發展基金存在巨大的資金缺口，據不完全統計，2012年資金缺口可能在200億元左右。在資金緊張的情況下，對光伏發電企業的補貼常常存在拖欠現象。國家電監會副主席史玉波透露，截至2012年8月，青海省光伏發電企業累計發電8.75億千瓦時，但占上網電價71.8%的附加補助資金近7億元未做到及時發放，給企業經營造成了較大困難。

另外，目前我國光伏發電上網電價補貼實施的是“雙軌制”，光伏發電企業的電量先由電網公司按照當地燃煤發電標桿上網電價進行收購，之后，再向發改委申請補貼，去財政部領補貼款項，整個程序時間漫長。

種種跡象表明，對光伏發電以往的激勵機制需要改進和完善。

首先，應當拓寬可再生能源發展基金的來源渠道，增加對電網企業收購光伏發電電力的補貼額度。

其次，要縮短電價補貼結算周期，及時發放款項，調動發電企業的積極性。《意見稿》中，分布式發電光伏補貼已經由“雙軌制”改成“單軌制”，補貼資金還是來自可再生能源發展基金，但由電網企業向發電企業轉付，這是一個很好的改進。

第三，要加強對光伏發電項目的運行監管。一個前車之鑒是，從2009年開始實施的“金太陽示范工程”，由于相關驗收標準和機制的不健全，尤其是補貼針對事前的規劃裝機容量，而對后期監管不足，不少項目建成之后根本發不了電，大量補貼資金被浪費。

最后，要加大對分布式光伏發電的支持力度。分布式光伏發電方便、經濟，發電量可以全部上網、全部自用，或自發自用、余電上網。這種發電方式前景廣闊，但如何進一步調動電網公司的積極性，使分布式光伏發電的收購更加便捷、順暢，也是下一步要做的工作。

（作者單位：浙江浙能紹興濱海熱電有限責任公司）