国家发改委下发《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，标志着我国光伏发电固定上网电价（又称标杆电价）的出台，也预示着国内光伏发电市场由起步阶段走向规模化发展的新阶段。
启动国内光伏发电市场恰逢其时
随着近年来国内一批地面光伏电站示范项目、招标项目的建设投产，国内光伏组件制造商、光伏电站开发商、电网企业都对发展光伏发电积累了一定经验。政府光伏发电上网电价的出台，将成为启动国内市场的按钮。
从光伏电池/组件制造商来看，一方面，我国光伏电池产量足以支撑国内市场的发展。近年来，我国太阳能光伏电池制造业发展十分迅猛，光伏电池产量已连续多年位居世界第一，在国际市场也占有重要份额。截至2010年，我国太阳能电池产量已达到800万千瓦，约占全球总产量的60%，国内光伏电池/组件制造能力完全可以支撑国内光伏市场的发展。另一方面，光伏电池/组件价格的下降也为国内市场的开启创造了条件。今年以来，欧洲一些国家纷纷出台了削减太阳能光伏补贴的政策，导致国际光伏电池/组件市场需求不旺，价格快速下降，库存增加，为开启国内市场创造了机遇。目前光伏组件价格已降至9元/瓦，光伏发电成本降至18元/瓦。
从开发商来看，我国从2009年开始启动国内太阳能发电市场建设，通过特许权招标和金太阳工程等方式加快市场发展。2009年3月，国家启动了第一轮，即甘肃敦煌1万千瓦光伏电站项目的特许权招标；2010年8月，国家启动了13个、共28万千瓦的光伏电站项目的特许权招标，两轮特许权招标中标价格远远低于市场预期，表明开发商抢占光伏发电市场的积极意愿和对未来光伏发电的信心。通过特许权项目，国内目前在建的光伏发电站规模已超过100万千瓦。
从电网企业来看，为了适应地面光伏电站并网的需要，电网企业加快了光伏发电并网相关管理规范和程序的制定。国家电网公司在光伏并网原国标《光伏发电站接入电力系统技术规定》已过有效期、新国标尚未出台的情况下，先后出台了《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》和《国家电网公司风电场和光伏电站等电源接入系统管理意见》，为光伏电站并网提供指导。
从国家政策来看，2010年《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》明确将太阳能光伏发电纳入七大重点产业之一的新能源产业；2011年，国家发改委发布《产业结构调整指导目录》，首次将新能源作为单独门类列入指导目录的鼓励类，太阳能光伏发电位列其中；6月，工信部发布“关于印发《多晶硅行业准入申请报告》的通知”，也为国内光伏发电市场的启动准备了条件。7月，作为启动国内光伏市场关键的上网电价政策的出台，则正式拉开了国内光伏发电市场的序幕。
价格优势倾向西部
不同时段电价差异能反映出国家近期积极加快启动国内光伏发电市场的态度。一方面，新出台的上网电价高于特许权招标电价，反映出国家启动国内光伏发电市场的决心和意愿。2010年的光伏电站特许权招标电价均低于1元/千瓦时，中标最低价仅为0.73元/千瓦时，而本次出台的上网电价分别为1.15元/千瓦时和1.00元/千瓦时。另一方面，根据投产时间的不同核定不同的上网电价，表明国家加快启动国内市场的要求。根据《通知》精神，对于2011年7月1日以前核准建设、尚未核定价格的太阳能光伏发电的项目，2011年12月31日建成投产项目，上网电价统一核定为1.15元/千瓦时（含税）；之后除西藏仍执行1.15元/千瓦时的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按1元/千瓦时执行。
从上网电价水平来看，国家政策更倾向于支持西部地区建设大型地面太阳能光伏电站。由于光照条件不同，西部地区大型地面光伏电站发电成本明显低于东部。按照地面光伏电站的建设成本18元/瓦，东、西部典型地区光伏系统年有效利用时数分别取1200小时、1800小时计算，我国东、西部地区光伏发电成本分别为1.4元/千瓦时和0.88元/千瓦时，目前出台的光伏上网电价是一个介于西部和东部发电成本之间的电价。而此前，西部的青海省地方政府推出光伏上网电价为1.15元/千瓦时，东部的江苏省和山东省地方政府推出的2011年光伏上网电价为1.4元/千瓦时，意味着国家政策更倾向于在西部建设大型地面光伏电站，在东部地区建设大型光伏电站，除国家补贴外，还需要各地方政府的补贴。
与风力发电相比，目前光伏发电利润空间相对较低。现在光伏发电总体赢利水平较低，且东西部地区有明显差异。在我国，目前风力发电成本约为0.47元～0.54元/千瓦时，是最接近火电等常规能源发电成本的新能源发电技术。按照上网电价0.51元～0.61元/千瓦时核算，风电利润空间在0.08元～0.12元/千瓦时。与风电相比，光伏标杆电价在西部地区如青海、内蒙古、宁夏等光照资源较好的地区利润空间为0.02元～0.04元/千瓦时，而在东部省份，如果没有地方政府的补贴，即使执行1.15元/千瓦时的电价，仍无法实现盈利。
光伏并网的比较优势和面临问题
优势之一：并网光伏电站的可控性相对较强。
尽管光伏发电与风电都属于发电出力波动性电源，但由于发电原理完全不同，电站并网的控制特性迥异。光伏电站并网的核心部件是逆变器，逆变器可以实现对无功功率、有功功率和低电压穿越的控制。随着大规模集成电路的发展，目前光伏逆变器都采用数字控制技术，数字控制技术具有控制算法灵活、控制过程快速可靠以及与通讯接口兼容等优点，使得逆变器除了能实现直流到交流转换外，还能在电网的无功控制、有功控制和低电压穿越等方面发挥作用，支撑电网电压和频率稳定。
优势之二：光伏并网对电网调频影响较大，对电网调峰影响相对较小。
太阳能光伏发电出力与太阳辐射强度成正比。尽管由于光伏发电出力具有波动性，光伏并网对电网调频仍会产生不利影响，但由于太阳辐射强度在白天成正弦分布，使得发电出力特性与用电负荷特性趋于一致，光伏电站并网对电网调峰的影响相对较小。
虽然优势明显，但近期光伏发电并网也面临一些问题。
问题之一：光伏并网的相关国标、行标修订滞后。
从我国的并网光伏发电标准的归口管理看，全国性的管理标准由国家标准化管理委员会统一归口，电力行业标准由国家能源局管理，中电联负责日常工作。我国已颁布的光伏电站并网国家标准有3项，其中《光伏发电站接入电力系统技术规定》是适用于大型中高压并网光伏系统的相关标准，但该标准已过有效期；《光伏系统并网技术要求》和《光伏（PV）系统电网接口特性》是与小型并网光伏系统相关的标准，适用于配电侧并网的光伏电网接口特性技术要求，主要针对电能质量和基本安全性，但没有涉及试验方法，实施困难等方面。尽管中电联正在加快光伏发电相关标准的修订工作，但受审查和报批时间和程序所限，短期内出台的难度较大。
下一页>问题之二：光伏检测证体系尚未建立。
现在，国内的光伏检测单位主要有天津电源研究所、上海空间电源研究所、中科院太阳发电系统和风力发电系统质量检测中心、江苏无锡光伏发电检测中心等，经授权进行光伏技术和产品认证的机构只有“鉴衡认证中心”和“中国质量认证中心”，负责颁发“金太阳”认证标志，国内光伏检测和认证机构设备明显不足。由于设备和条件限制，我国目前的总体检测水平与国际水平仍有一定差距，没有得到国际普遍认同。
市场呼唤标准与规范
发展太阳能等可再生能源是国家的重要能源战略，也是实现我国经济社会可持续发展的重要选择，太阳能光伏发电产业由此成为国家战略性新兴能源产业。加快启动国内太阳能光伏发电市场，是国内光伏产业发展的要求，也是电力行业结构调整的要求。国内光伏发电市场的健康发展需要国家政策的引导，更需要规范的市场环境，避免出现大起大落。
加快推进光伏并网相关技术标准修订。国家相关部门已启动了国标和行标的修订工作，考虑到目前光伏并网相关国家标准和行业标准制订的实际情况，短期内出台的可能性不大。建议国家相关部门，在国家相关标准正式发布前，根据光伏并网的实际需要，先转发有关电网企业的相关企业标准，以便按照技术标准体系规范开展光伏并网，以免留下隐患。
加强光伏检测能力建设。一方面要加强光伏产品的检测认证能力建设，加强质量认证，严格资质认证监管；另一方面应加强光伏并网检测能力的建设，加快相关实验室和检测中心的建设工作。
尽快出台光伏发电及并网管理办法。国家能源主管部门应根据当前光伏发电发展形势，加快出台光伏发电管理办法，引导和规范市场行为。电网企业也应适应光伏发电并网的发展要求，梳理光伏并网管理流程，完善光伏发电并网相关管理办法，促进国内光伏发电市场发展。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201302/16/238863.html
