尴尬“金太阳”
本报记者结合4年的项目粗算了下，截至今年6月，金太阳工程共批复了装机容量约为3.233GW的项目。“目前金太阳工程的最大问题是怎样解决电网消纳和并网的经济性问题。”国家发改委能源研究中心研究员王斯成对本报记者表示。
王斯成表示，目前金太阳工程出现了并网难的消纳问题，其主要原因在于两点：一个是介入的电网如何参与进来，目前没有合适的模式，所以导致了电网在批复并网上没有积极性；另一个是批复环节和程序较多，而且多个法规和条款存在冲突，很多操作和标准不完善、不规范。
王斯成称，当前金太阳工程涉及并网有四大收费，不仅拉长审批的时间和程序，同时影响了项目投资方的经济效益和积极性。一个是电网接入点设计，目前一个接入点的价格是42万元，以1兆瓦的项目为例，接入点需10个以上，仅接入点就是400多万元，而且设计一般都要到电网系统的相关电力设计院进行，才能保证设计的通过可能性。
据了解，目前天津、北京等地区电力公司要求光伏电站升压10kV并网，且由项目单位投资建设升压设备。
其次是入网检测，目前国网所属的中国电科院（300215，股吧），要求在现场进行防孤岛、低电压穿越等测试。对此上述业内人士表示，“防孤岛、低电压穿越等性能取决于逆变器，而逆变器等设备在制造环节，已经经过中国电科院的检测，现场测试完全是重复检测，没有丝毫必要，而且测试收费高昂，测一个并网点就要几十万元”。
第三个费用为系统备用金，目前安徽、浙江等地区电力公司将自发自用光伏电站列为后备电源系统收取系统备用费。以浙江2MW项目为例，厂区压器总容量为4万千瓦，项目在并网后，每月则需要交纳系统备用费120万元，一年下来要付费1440万元。“电网的系统备用金是按照火电的标准来执行的，但是火电每年的利用小时数是5000多小时，折合下来是每瓦5~7分钱，而金太阳工程每年的发电利用小时只有1000多小时，折合每瓦在0.25~0.3元之间，企业很难产生效益。”上述业内人士表示。
第四个费用是信息监测费。投资方或业主需要购买数据远传监测系统的软件和硬件，一般是向电网相关企业购买。据了解，一个500kW的项目，软件费用在8万多元。
然而，这仅仅是前期的“硬件”收费，对于以输配电为主要业务的电力公司而言，如何在输配环节参与和收益是最为关键的，而这也直接影响了金太阳工程并网的进程。“现在电网方面的态度是“接受申请”，但需要走程序，而且按照程序最快最顺利要两个月，但实际上等待了一年甚至近两年的项目很多，主要原因是电网介入的商业模式还不是很成型。”上述人士表示。
据王斯成介绍，现在比较成型的模式有净电量模式、双表计量模式、脱硫电价全额收购模式等。
“电网最希望的是脱硫电价全额收购，就是电网以0.3元左右的脱硫电价将项目的发电全部收入电网，但是对于项目投资方而言，本来自己可以以0.9元的工商业用电卖掉，却被电网转手以0.9元的价格卖给自己的用户侧，项目投资创造的利润几乎全部转嫁给了电网。”上述业内人士表示，“而这，也是大多数项目没有申请并网，甚至不并网就自行发电的原因。”
据该人士介绍，目前电网对于上述私自“并网”的项目，一般采取两种处理方式，一种是对除企业自用的电量外，私自并网的多余电量不予结算，一种是一旦发现电量逆流，则进行相应处罚。
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