“目前，中国建筑[3.11 -0.64% ]金属结构协会光电建筑应用委员会正牵头组织国内50多家涉及技术、构件、材料等环节的企事业单位和专家编制《光电建筑导则》，这一《导则》将明确规定光电建筑的有关概念以及设计、施工等方法。”日前，在安徽宁国举行的“首届太阳能建筑材料与构件一体化技术与标准论坛”上，中国建材[9.75 3.07%]检验认证集团光伏实验室副主任肖鹏军向记者透露，《导则》将对光电建筑一体化市场有序发展产生重要作用。
当前，中国光伏产业正处内外交困之际，为了“救市”，国家有关部门最近频频出招，意在启动国内光伏市场，而分布式光伏应用市场成为其中的重点。
据了解，各地已于10月15日前将“分布式光伏发电示范区实施方案”上报至国家能源主管部门，其中光电建筑一体化更成为各地关注的焦点，光电建筑一体化市场受这一波政策利好影响有趋热的迹象。
但时至今日，国内业界对于到底什么是光电建筑一体化这一基本概念似乎也未完全搞清楚，未有统一详细的权威注解。基本概念都没有权威厘清，无疑从一个侧面折射出这个新兴产业的稚嫩。
论坛期间，很多业内人士亦向记者表示，受制于成本、并网、标准等问题，该领域市场尚处起步阶段。
光电建筑标准将出
所谓无规矩不成方圆，目前国内光电建筑一体化市场似乎在规矩即标准制定实施方面确实有所欠缺，并成为该市场有序扩容过程中一道绕不开的槛儿。
“现在光电建筑一体化市场还处于发展初期，面临的问题还很多，但最大的问题在于标准。”湖南共创光伏科技有限公司CEO文建华在论坛上向本报记者如是说。
持有类似的观点的人士不在少数，而论坛主办方似乎也意识到了这一点，将论坛主题之一聚焦在了标准上。
“涉及光电建筑一体化的国家、行业以及地方层面的相关标准申请的比较多，有些也已落地，但具体规定却空泛肤浅，其指导性并不强。” 中国兴业太阳能[4.08 -0.97%]技术控股有限公司总工程师罗多对本报记者表示。
据罗多介绍，目前，相关组件标准已经基本完善；建筑用光伏通用标准业已出台；有关BIPV测试手段及性能指标规定并不完善；“系统标准也有，但内容浅了一点”；《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》也于2010年问世，但内容更多涉及屋顶电站，对BIPV没有太多参考价值，当前有关单位正准备重新拟定。
除此之外，包括福建、浙江、广东在内的省市区也纷纷制定了本地的光电建筑一体化有关标准。综合来看，无论是国家还是行业抑或是地方标准，其内容要求并不苛刻，主要作用在于教人如何做光电建筑，绝大多数属于引导性标准，标准之间确有交叉，且比较散乱，相当一部分标准虽然向国家有关部门递交了审批申请，但实际批准实施的并不多。
造成上述问题的原因众多。除了要走各种繁冗的审批程序，耗时较多之外，也与现有技术和参编企业水平以及资金投入不足密切相关。
“毕竟有些标准在制定过程中，必须做大量实验，才能确定一个指标，而这需要大量资金，但资金来源很成问题。”罗多称。
正是标准制定实施的“滞后”使得整个产业在发展初期就陷入了混沌和散乱。不过，在肖鹏军看来，这似乎极为正常：“作为一个新兴产业，标准滞后也在情理之中。标准往往都是随着产业的发展而逐渐完善起来的。”
也许是为了应时之需，目前有关单位正在制定《光电建筑导则》，其主要内容丰富，似乎要给光电建筑一体化市场画出一条清晰的界线。
据肖鹏军介绍，《导则》首先明确了光电建筑一体化“建材型”、“构件型”等基本定义。
“虽然以前也发了不少文，提到了有关概念，但从专业角度讲不够准确清晰，我现在都搞不清楚。”肖如是说。
此外，《导则》还规定了设计条件和方法、施工条件和方法、工程检测验收方法等。目前《导则》制定正处于工作组内部讨论阶段，完成后最终将上报至住房和城乡建设部审批。
成本居高市场仍处示范阶段
“光电建筑一体化市场还比较有限，目前技术基本成熟，关键是建设成本高，投资回收周期较长。”安徽天柱绿色能源科技有限公司总经理卢育发如是说。
罗多表示，BAPV通常可以进行投资分析，一般来说，系统造价为10元/瓦，而BIPV则很难进行合算，但成本肯定很高。一般投建BIPV，绝大多数业主单位并非为了获取经济效益而是出于美观或者是广告效应，比如作为标志性示范工程，当作某地的招牌，实际市场规模很小，这自然与成本居高不下有关。其所用组件和支架要比普通屋顶电站分别贵3倍和2倍，而其他BOS(组件和系统平衡件)成本大致相当或略高，但要使用大量的小型逆变器，其价格要远大于大型逆变器。
罗多举例指出，目前在广东境内，1瓦装机的市场报价约为10元，一年发电约1.2千瓦时，若执行1元/千瓦时的标杆上网电价，要收回成本约需7至8年时间。但实际上只有五大发电集团等大型国有发电企业才能享受到标杆上网电价这一待遇，一些民营企业是无法涉足和企及的。
尽管晶硅电池及组件价格不断走低，并有财政部和住建部联合发布的《关于组织实施2012年度太阳能光电建筑应用示范的通知》以及“金太阳示范工程”补贴支持，在一定程度上降低了建设成本，但很多项目还要购置储能装置，这意味着需增加投入。
南京华伯仪器科技有限公司董事兼首席执行官李伯平提供的数据显示，就普通独立光伏电站储能方式而言，铅酸电池、锂离子电池、钠硫电池、超级电容的投资净成本(万元/KW120h)分别为9.6、43.2、22.1、480。
如果说上述投入只是所谓显性成本的话，那么有些则是隐性成本。
中国可再生能源学会副理事长孟宪淦之前接受记者采访时也曾明确表示，光电建筑一体化在城市的应用市场并不大，因为项目要牵涉到与城市建设规划、建筑标准协调以及对建筑物进行重新设计改造等问题，又会产生额外的费用，而这些成本往往在台面上是无法看到且明确计算的。
从发电量来看，就广州这样的低纬度地区而言，光电建筑外立面发电量小，度电成本高。即便是在纬度相对较高的北京，亚运村某屋顶发电项目1千瓦装机一天发电量也不到3千瓦时，发电成本约为2至3元。
微电网难破并网之惑
“我们在全国做了100多个分布式光伏发电项目，只有二三个项目实现并网。”罗多称。其实这并非个案，“金太阳工程”相当一部分项目都未并网，作为分布式光伏发电应用的重要形式，即光电建筑一体化项目自然不能幸免于并网难。
自发自用、多余上网本是分布式光伏发电项目运营的基本原则，但在国内由于电力体制以及利益博弈等问题，电网一直将分布式发电项目产生的电力视为“垃圾电”，认为其将增加电网建设和运营成本，威胁电网安全，因此对其接纳的积极性并不高，并网难以及限电等现象频频出现。
其实，现有很多项目即便并网也大都属于用户侧并网。但罗多指出，这又会出现新的问题，即当负载消耗不了，就会出现电能逆流，其会冲击大的公共电网，为此会设置防逆流装置，一旦发生逆流，该装置就会自动切断，这就会使得30%到50%不等的光伏发电量白白浪费。
为了破解分布式发电项目的电力消纳等问题，业界逐渐把希望寄托在了微电网身上，但同样受制于标准、技术、成本、政策等问题，微电网的前路似乎也并不明朗，现有项目境遇不一。
罗多称，兴业太阳能在珠海东澳、万山两座孤岛投建并运营了智能微电网系统，其中东澳“风光柴蓄智能微电网”已经安全运行两年多，完全离网，自发自用，岛上居民购电价格由过去纯粹靠柴油发电时的2.5元/千瓦时(含政府补贴)，降到了现在的1.6元/千瓦时(不含政府补贴)。
除了上述两个“完全离网型”项目，兴业太阳能还在其湖南产业园以及天津生态城建设了微电网系统，罗多称，在建设过程中却受到了电网的多重限制，“电网只允许在独栋建筑物建立自发自用的微电网系统，不允许把规模做大，也就是两栋或多栋建筑物之间不能建立输配系统。”
光电建筑一体化等分布式光伏发电项目所面临的并网难或将破局。孟宪淦较早前向本报记者透露一份题为《国家电网关于大力支持光伏发电并网工作的意见》已上报国家层面，其核心在于有效简化分布式发电并网流程，缩短并网时间，降低并网难度。这显然是极大的利好消息，但能否有效落实仍待观察。
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