索比光伏网讯:当今年的《政府工作报告》表示要“制止太阳能、风电产业盲目扩张”之时，全国政协委员孙丹萍感觉颇为意外，却也又在情理之中。
“去年光伏发电标杆电价的出台，使得在青海等西部地区建设大型光伏电站成为较好的投资行为。但是西部地区电网薄弱，项目建成了电却很难输送出去。”孙丹萍表示。
作为广东省电力开发公司副总经理，孙丹萍一直在试图探索在广东工业园区大面积建太阳能屋顶的商业模式。
“广东的太阳能资源虽然不是最好和最强的，但是日照时间却很长，即使在11、12月份也不错。”孙丹萍说，“同时广东是缺电省份，工业电价价高，工业用户也有一定的承受能力。”
据了解，从2009年获得首个国家金太阳项目开始，广东省电力开发公司目前已经在广州大学城、南沙开发区等大专院校和工业园区的屋顶上安装了太阳能电池板。但孙丹萍坦言，相对于西部大型电站，在东南部地区建设光伏屋顶项目的投资成本更高，而在不论光资源如何上网电价都一样的前提下，华东、华南项目的投资吸引力有限。
“光伏发电是一种最佳的分布式能源系统，金太阳工程倡导的合同能源管理及‘用户自用、余量上网’的商业模式如果能完全得到电网公司的支持，那么光伏发电项目就能在市场机制驱动下健康发展。”孙丹萍说。
不过，这又牵扯出另一个难题，“电网公司没有动力去支持分布式能源的发展，因此‘并网难’成为其发展的主要障碍。”孙丹萍表示。
南方屋顶项目收益率或为负
光伏上网电价应该是动态的、分区域的。
记者：今年光伏上网电价是1元/度，这样的价格下在广东建设项目的收益率如何？
孙丹萍：广东的土地资源比较宝贵，所以太阳能板都是铺设在屋顶上。
目前屋顶光伏发电系统的单位投资约是12000元/千瓦，地面光伏发电系统（不考虑用地成本）的单位投资在10000元/千瓦左右。今年光伏发电项目全国统一的标杆上网电价是每千瓦时1元。按此电价测算，在日照时间达到1500小时以上的青海、西藏、新疆等西部地区，光伏发电项目已具备一定的投资价值。而华东、华南等能源资源匮乏地区日照时间在1000小时左右，投资收益率甚至是负的。
我们现在也在建议发改委借鉴风电标杆电价，制定按不同区域不同资源和环境容量实行不同上网电价的政策。超出全国统一光伏发电上网电价的部分，由各地通过征收的可再生能源电价附加解决。同时，电价也可以根据组件造价的降低而下调，光伏上网电价应该是动态的、分区域的，这样才能够真正让太阳能得到市场化的推广应用。
记者：因为南方的电网配套更好，很多风电发开商都选择更多的到南方去建设风电场，电网优势会不会让南方的太阳能项目也受到更多的追捧？
孙丹萍：南方项目在并网上要比西北地区容易一些，但是我们也希望电网公司能够进一步规范和简化并网程序，尽快制定光伏发电电网接入技术标准和管理制度，及时为项目单位提供并网服务。同时，大力推广合同能源管理及“用户自用、余量上网”的商业模式。
“并网难”根源仍在电力体制
北京南站、浦东机场、长沙机场、广州大学城等，都存在并网难题。
记者：很多专家认为光伏发电可作为分布式能源系统来发展，去年10月四部委也联合发布了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，这会不会带动光伏产业的发展？
孙丹萍：分布式能源因为受“并网难”的制约明显，目前并没有真正发展起来。
受电力产业政策约束，一个法人建设的项目只能自发自用，不能向周边其他法人出售多余电力。我国分布式能源起步较晚，主要集中在北京、上海、广州等大城市，安装地点多为火车站、机场、大型公共建筑等，主要采用“不并网”或“并网不上网”的方式运行，大多项目存在并网困难。
以大型综合商业区和工业技术开发区分布能源项目为例，此类项目产出的冷、热和蒸汽可在整个园区销售，而电力却不能。目前已投产的分布式能源项目，如北京南站、浦东机场、长沙机场、广州大学城等，都存在上述并网难题，使得上述项目只是作为中央空调孤网运行，所需电力仍然需要外部电网提供，无法实现直供电。
记者：“并网难”是什么原因造成的？
孙丹萍：“并网难”的深层原因是发电与卖电双方的利益分配问题。电网公司主要利润点不是居民用电，而是商业用电，特别是峰电时段的商业用电。而分布式能源系统的设计初衷是在电价最高的时候自己发电，电价最低的时候上网买电。
以上海浦东机场分布式能源站为例，该项目利用电价差，白天0.7元/千瓦时的电价时自己发电，夜里0.2元/千瓦时电价时停机买电，基本上可以实现平均每度电0.6元/千瓦时外加制冷制热的预想。当大多数商业用户的分布式能源系统，都照着最佳经济方案运行，电网公司的利益必将受到较大的损害。
其次，分布式能源的发展在技术上也遇到障碍，主要是目前我国的智能电网发展与分布式能源发展不相匹配。我国智能电网的发展方向放在了输电侧，强调特高压架构下坚强的智能电网，而不是多种方式电源接入的配电侧。
记者：新能源在国外多是以分布式能源系统发展的，他们是如何解决并网问题的？对于中国是否具有借鉴意义？
孙丹萍：以北欧为例，在北欧的电力交易体制中，发电、输电、配电是拆开的。发电与配电分别由民营公司运营，这保证了消费者的选择权；输电由隶属于国家能源局的国家电网公司负责，该公司处于垄断地位，但属于非盈利机构。
在整个交易链条中，国家电网公司是一个公共事业单位，不以盈利为目的，其职责是保证消费者用上最便宜的电。在这个交易体制中，消费者付钱给地方电力公司，地方电力公司和电厂付钱给电网，电力公司也可以绕过电网，直接通过电厂买电。
我国也可以允许电网收取过网费，用电方与电厂可以根据市场互相议价，只付过网费给电网，那么无论分布式电源电价如何，只要有人愿意买，电网就有利可图，并网问题都将迎刃而解。
或者分布式能源的投资建设可以通过与电网组建合资公司的形式，共享投资收益，从而调动电网的积极性，促进分布式能源的发展。以日本为例，东京电力公司与东京瓦斯公司就是通过合资，在分布式能源方面开展了紧密合作，在东京新宿区热电冷联产中心。
工业园区的光伏屋顶可期
平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100兆瓦。
记者：您们是否有过相关统计，光伏屋顶项目市场总量是多大？如果所建项目都能实现并网，可以多大程度地缓解南方缺电的问题？
孙丹萍：据统计，我国有100多个国家级经济技术开发区、高新技术开发区，平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100兆瓦，这样仅国家级开发区就可以实现1000万千瓦装机。加上数百个省级开发区和工业园区，可装机规模就更大。
不过，并不是每栋工业厂房都能建设太阳能发电项目的，我们要先调查屋顶的面积和承压能力是不是适合做光伏发电项目。还有建成以后电力是不是能够就地消耗，如果用户的用电量与发电的负荷曲线不一致，可能也不是很适合建项目。
记者：与化石能源和其他清洁能源发电相比，光伏发电的价格还是比较高，它是不是具有较好的用户接受度？
孙丹萍：因为我们的重点是广东的市场，广东的工业用户对光伏发电还是有一定承受能力的。广东现在的工业用电是分峰谷电价，峰值电价大概是1.13元/度，谷值大概在0.87元/度，当然不同的地区还有差异。
但现在建设太阳能屋顶项目也还是有难度。屋顶光伏发电应用属于清洁能源项目、建设周期较短且基本不占用土地资源，与用地规划无冲突，但是目前我国尚无专门的光伏项目管理办法，各省市在项目审批方面差别较大。建议相关主管部门进一步简化项目核准或审批程序，简化规划及用地方面的审批程序，促进项目的建设速度。
“去年光伏发电标杆电价的出台，使得在青海等西部地区建设大型光伏电站成为较好的投资行为。但是西部地区电网薄弱，项目建成了电却很难输送出去。”孙丹萍表示。
作为广东省电力开发公司副总经理，孙丹萍一直在试图探索在广东工业园区大面积建太阳能屋顶的商业模式。
“广东的太阳能资源虽然不是最好和最强的，但是日照时间却很长，即使在11、12月份也不错。”孙丹萍说，“同时广东是缺电省份，工业电价价高，工业用户也有一定的承受能力。”
据了解，从2009年获得首个国家金太阳项目开始，广东省电力开发公司目前已经在广州大学城、南沙开发区等大专院校和工业园区的屋顶上安装了太阳能电池板。但孙丹萍坦言，相对于西部大型电站，在东南部地区建设光伏屋顶项目的投资成本更高，而在不论光资源如何上网电价都一样的前提下，华东、华南项目的投资吸引力有限。
“光伏发电是一种最佳的分布式能源系统，金太阳工程倡导的合同能源管理及‘用户自用、余量上网’的商业模式如果能完全得到电网公司的支持，那么光伏发电项目就能在市场机制驱动下健康发展。”孙丹萍说。
不过，这又牵扯出另一个难题，“电网公司没有动力去支持分布式能源的发展，因此‘并网难’成为其发展的主要障碍。”孙丹萍表示。
南方屋顶项目收益率或为负
光伏上网电价应该是动态的、分区域的。
记者：今年光伏上网电价是1元/度，这样的价格下在广东建设项目的收益率如何？
孙丹萍：广东的土地资源比较宝贵，所以太阳能板都是铺设在屋顶上。
目前屋顶光伏发电系统的单位投资约是12000元/千瓦，地面光伏发电系统（不考虑用地成本）的单位投资在10000元/千瓦左右。今年光伏发电项目全国统一的标杆上网电价是每千瓦时1元。按此电价测算，在日照时间达到1500小时以上的青海、西藏、新疆等西部地区，光伏发电项目已具备一定的投资价值。而华东、华南等能源资源匮乏地区日照时间在1000小时左右，投资收益率甚至是负的。
我们现在也在建议发改委借鉴风电标杆电价，制定按不同区域不同资源和环境容量实行不同上网电价的政策。超出全国统一光伏发电上网电价的部分，由各地通过征收的可再生能源电价附加解决。同时，电价也可以根据组件造价的降低而下调，光伏上网电价应该是动态的、分区域的，这样才能够真正让太阳能得到市场化的推广应用。
记者：因为南方的电网配套更好，很多风电发开商都选择更多的到南方去建设风电场，电网优势会不会让南方的太阳能项目也受到更多的追捧？
孙丹萍：南方项目在并网上要比西北地区容易一些，但是我们也希望电网公司能够进一步规范和简化并网程序，尽快制定光伏发电电网接入技术标准和管理制度，及时为项目单位提供并网服务。同时，大力推广合同能源管理及“用户自用、余量上网”的商业模式。
“并网难”根源仍在电力体制
北京南站、浦东机场、长沙机场、广州大学城等，都存在并网难题。
记者：很多专家认为光伏发电可作为分布式能源系统来发展，去年10月四部委也联合发布了《关于发展天然气分布式能源的指导意见》，这会不会带动光伏产业的发展？
孙丹萍：分布式能源因为受“并网难”的制约明显，目前并没有真正发展起来。
受电力产业政策约束，一个法人建设的项目只能自发自用，不能向周边其他法人出售多余电力。我国分布式能源起步较晚，主要集中在北京、上海、广州等大城市，安装地点多为火车站、机场、大型公共建筑等，主要采用“不并网”或“并网不上网”的方式运行，大多项目存在并网困难。
以大型综合商业区和工业技术开发区分布能源项目为例，此类项目产出的冷、热和蒸汽可在整个园区销售，而电力却不能。目前已投产的分布式能源项目，如北京南站、浦东机场、长沙机场、广州大学城等，都存在上述并网难题，使得上述项目只是作为中央空调孤网运行，所需电力仍然需要外部电网提供，无法实现直供电。
记者：“并网难”是什么原因造成的？
孙丹萍：“并网难”的深层原因是发电与卖电双方的利益分配问题。电网公司主要利润点不是居民用电，而是商业用电，特别是峰电时段的商业用电。而分布式能源系统的设计初衷是在电价最高的时候自己发电，电价最低的时候上网买电。
以上海浦东机场分布式能源站为例，该项目利用电价差，白天0.7元/千瓦时的电价时自己发电，夜里0.2元/千瓦时电价时停机买电，基本上可以实现平均每度电0.6元/千瓦时外加制冷制热的预想。当大多数商业用户的分布式能源系统，都照着最佳经济方案运行，电网公司的利益必将受到较大的损害。
其次，分布式能源的发展在技术上也遇到障碍，主要是目前我国的智能电网发展与分布式能源发展不相匹配。我国智能电网的发展方向放在了输电侧，强调特高压架构下坚强的智能电网，而不是多种方式电源接入的配电侧。
记者：新能源在国外多是以分布式能源系统发展的，他们是如何解决并网问题的？对于中国是否具有借鉴意义？
孙丹萍：以北欧为例，在北欧的电力交易体制中，发电、输电、配电是拆开的。发电与配电分别由民营公司运营，这保证了消费者的选择权；输电由隶属于国家能源局的国家电网公司负责，该公司处于垄断地位，但属于非盈利机构。
在整个交易链条中，国家电网公司是一个公共事业单位，不以盈利为目的，其职责是保证消费者用上最便宜的电。在这个交易体制中，消费者付钱给地方电力公司，地方电力公司和电厂付钱给电网，电力公司也可以绕过电网，直接通过电厂买电。
我国也可以允许电网收取过网费，用电方与电厂可以根据市场互相议价，只付过网费给电网，那么无论分布式电源电价如何，只要有人愿意买，电网就有利可图，并网问题都将迎刃而解。
或者分布式能源的投资建设可以通过与电网组建合资公司的形式，共享投资收益，从而调动电网的积极性，促进分布式能源的发展。以日本为例，东京电力公司与东京瓦斯公司就是通过合资，在分布式能源方面开展了紧密合作，在东京新宿区热电冷联产中心。
工业园区的光伏屋顶可期
平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100兆瓦。
记者：您们是否有过相关统计，光伏屋顶项目市场总量是多大？如果所建项目都能实现并网，可以多大程度地缓解南方缺电的问题？
孙丹萍：据统计，我国有100多个国家级经济技术开发区、高新技术开发区，平均每个开发区面积都在几十平方公里，可安装光伏发电规模约在100兆瓦，这样仅国家级开发区就可以实现1000万千瓦装机。加上数百个省级开发区和工业园区，可装机规模就更大。
不过，并不是每栋工业厂房都能建设太阳能发电项目的，我们要先调查屋顶的面积和承压能力是不是适合做光伏发电项目。还有建成以后电力是不是能够就地消耗，如果用户的用电量与发电的负荷曲线不一致，可能也不是很适合建项目。
记者：与化石能源和其他清洁能源发电相比，光伏发电的价格还是比较高，它是不是具有较好的用户接受度？
孙丹萍：因为我们的重点是广东的市场，广东的工业用户对光伏发电还是有一定承受能力的。广东现在的工业用电是分峰谷电价，峰值电价大概是1.13元/度，谷值大概在0.87元/度，当然不同的地区还有差异。
但现在建设太阳能屋顶项目也还是有难度。屋顶光伏发电应用属于清洁能源项目、建设周期较短且基本不占用土地资源，与用地规划无冲突，但是目前我国尚无专门的光伏项目管理办法，各省市在项目审批方面差别较大。建议相关主管部门进一步简化项目核准或审批程序，简化规划及用地方面的审批程序，促进项目的建设速度。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201203/20/258553.html
