專家：分布式光伏電站中尚存的九大問題

發展現狀

我國光伏産業最大的特點是“兩頭在外”，多晶矽依賴進口，元件依賴出口。受歐洲補貼政策調整、美國雙反、歐洲金融危機等情況的影響，國外市場出現萎縮，亟需拓展國内市場。

2011年國家出台光伏發電上網标杆電價以來，通過制造業、發電企業和電網企業的共同努力，實作了我國太陽能發電的快速發展。2012年5月，國務院常務會議提出“支援自給式太陽能等新能源産品進入公共設施和家庭”。7月，太陽能發電“十二五”裝機目标定格21GW，其中分布式光伏發電為10GW。國家有關部門正在積極開展支援分布式光伏發電發展的政策措施研究。

截止2011年底，使用者側光伏發電已達到60萬千瓦，呈現出發展速度快、項目容量大、建設周期短、投資商類型多樣、營運模式複雜和接入電壓等級低等特點。

目前，使用者側光伏發電相關政策主要包括光電建築項目和金太陽示範項目政策，基本為補貼初始投資的50%，補貼資金由财政部直接撥付，不占用可再生能源電力附加。

九大問題

使用者側發電是未來分布式發電重要的技術路徑，但由于項目數量衆多、接入電壓低、投資商類型多、營運模式複雜等自身特點，加之發展初期相關政策不完善、管理不規範、标準不配套，其發展面臨一些困難。綜合政策、管理和技術三方面的因素，黃碧斌表示，使用者側發電目前存在九大問題。

問題一，初始投資補貼政策。在項目前期一次性補貼資金，使得後期監管存在較大困難。耗費大量人力、物力開展檢查，仍難以保障項目發電效率。

問題二，光伏發電前期規劃工作有待完善。比如，與電網規劃協調不足，廠網建設可能出現不同步情況。黃碧斌舉例說，常州某工業園區申報了金太陽示範項目，完工了才發現項目的裝機容量遠遠大于該工業園區的實際負荷，經濟性受到嚴重影響。

問題三，政策和管理辦法不配套。政策要求單個項目不低于300KW，使用者側低壓并網享受銷售電價；但是管理規定單點大于200KW，應接入中壓。

問題四，一直以來都是按照正常電源模式管理分布式發電，并網周期較長，與分布式光伏發電建設周期短的特點不相符，造成部分項目并網滞後。

問題五，光伏發電業主類型多，相當部分為非傳統發電企業，并沒有接觸過電源建設、并網和運作。對于電網接網，不知道找誰辦理、如何辦理。

問題六，正常電源并網管理的流程通常不涉及地市公司層面，而目前分布式光伏發電并網需由地市公司辦理。地市公司經驗不足，拉長了并網周期。

問題七，分布式光伏發電接入系統設計規範尚未釋出，接入系統設計機關在電源接入電壓等級、專線或T接、第一落點等接入方案的确定随意性較大，通信方式、傳輸通道和傳輸資訊等二次裝置的配置标準不統一，部分項目投資偏高。

問題八，分布式電源低電壓、分散式接入，對現有配電網結構沖擊較大，需要電網與業主就保護配置選擇、電能品質控制裝置及重要使用者保電措施達成一緻。由于溝通協調不足，造成部分項目接入困難。

問題九，由于缺乏國家層面的分布式發電并網标準和設計規範，部分項目業主未開展接入系統設計，部分項目設計方案未經評審即開工建設。當并網驗收時，出現不滿足電網安全運作要求的問題，需要重新設計或更換裝置，影響并網進度。

解決方案

在提出解決方案之前，黃碧斌向大家介紹了德國的成熟經驗，比如具有差異性和逐年遞減的固定上網電價，簡單高效的自發自用、三量雙價制，以及德國制定的明确嚴格的并網技術标準，確定公共電網的安全穩定。

對于如何解決上述使用者側并網發電的問題，黃碧斌指出，第一，采用電價補貼政策，提高國家投入的經濟性。以實際所發電量作為激勵政策的計量标準，降低了項目檢查和稽核等管理成本，直接鼓勵多發綠色電量，起到實際的節能減排效果。

據之前媒體報道，政府有關部門正在醞釀調整“金太陽”分布式光伏發電示範項目的補貼政策，将現有的“事前裝機補貼”變為“事後度電補貼”，以核定電量為依據發放補貼資金。這也是與國際接軌的講求發電實際效果的事後補貼方式。

第二，盡快制定并網管理辦法和接入系統典型設計，規範管理。據黃碧斌透露，電網公司将于近期出台《分布式光伏發電指導意見》，将有效簡化并網流程，縮短并網時間，降低并網難度。

第三，需要科學開展光伏發電的規劃和設計，優化光伏發電利用。

第四，分布式光伏發電上網電量會引起配電網雙向潮流，對配電網規劃、運作和保護産生不利影響，需要加快智能配電網的建設，服務分布式光伏發電接入。

本文轉自d1net（轉載）