在西部光伏电站建设热潮持续了一年多后，新能源并网难的问题在太阳能领域重复上演。繁琐的流程以及额外的并网成本已经让电站投资方不堪重负。
“两年跟了六个电站，没有一个并网是顺利的”。
今年刚满30岁的程风是一家民营光伏企业的电力工程师，两年前由“技术”转向“商务”，主要负责和电网公司沟通，联系电站的并网事宜。“六个电站中，有三个到现在还没有并网，并网的那三个，短的也要四五个月，长的一年多”。
也正是在这两年里，光伏电站成为了光伏业内最热的名词。上网电价出台、地方政府的招商引资的热情，让组件积压的光伏企业似乎抓到了救命稻草。
当这些动辄投资上亿的光伏电站建成之后，并网成为难题，电网公司繁琐的申报程序，至少要花掉光伏电站半年到一年的时间；各地电网公司不断变换的要求，也让光伏电站的成本在预料之外层层累加。并网设备之外，输电线路也成为光伏企业必须承担的义务，许多光伏企业已经对此见惯不惯了。
“晒着太阳就把钱挣了”？现实并不如想象的那样美好。
繁琐的手续
再过一个月，程风就得继续和电网公司打交道了。程风的公司在四川遂宁投资一个地面光伏电站，在前期设计院的设计方案出来后，程风就得开始拿着这些方案一一拜访四川省电网公司的各个部门。
这也是他一年多累积下来的经验。2011年底，光伏企业们为享受国家发改委1.15元/千瓦时的太阳能上网电价，在青海格尔木的戈壁滩上掀起光伏电站抢建潮，但由于前期和电网公司缺乏沟通，建成的光伏电站却并不了网，在相当长的时间里，只能白白的闲置在这片戈壁荒滩上。
经过一年多来的摸索，光伏电站的投资方对并网审批流程逐渐了解。一般来说，客户中心、营销部、发展策划部是负责并网的主要部门，材料递交给它们之后，再由它们协调下属处室具体执行。
根据记者获得的一份四川省电力交易中心颁布的《新建发电机组并网服务指南》，在光伏电站调度前期准备工作流程中，光伏企业至少需要跑近50个（次）处室，递交材料，填写申请。
“整个程序跑下来，顺利也得要四五个月”，程风说，为了节省时间，他在拜访了三大部门之后，就绕开流程，直接和处室交流，“这样它们一接到上面的指令，就会对我们有印象，省时间”。
但即便如此，也只能尽某种“人事”，解决不了并网的难题。程风接手的项目中，有一个电站两年多时间也没有并上网。据其介绍，在他的同行中，像他这样的情况十分常见。
一家做光伏电站“EPC”项目的民营企业甚至为此改变了经营策略，其光伏电站项目建设负责人向记者诉苦：改变策略是因为过去碰得“头破血流”。
在光伏电站“EPC”规则中，只有光伏电站正常并网运行十天——“240小时或720小时”，建设方才算完全的履行了合同。
这家企业曾经发生过这样的例子：承接了一处光伏电站EPC项目，建成之后的一年半的时候内，光伏电站依然无法顺利并网，整个团队不得不奔波于电网公司和项目之间。
如今这家企业在接“EPC”项目时候变得更为谨慎：手续不齐全的项目不接；接项目之前，要调研当地电网公司的态度，对光伏电站是否重视。
2012年10月26日，国家电网公司发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，简化了并网流程：地市公司受理并网申请后20个工作日内，实施安装。在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务;全部并网流程办理周期约45个工作日，不走常规电源的并网流程。
程风对此不以为然。他告诉记者，这个意见只是针对6兆瓦以下的分布式光伏电站，“这只是全国光伏电站中非常小的一部分，占主流的大型地面光伏电站呢？”
多出来的成本
一年多的时间，让光伏企业们接受了不少现实。原先并未计入成本的并网设备现在早已在光伏企业的考虑范畴之内。
从稳控装置、无功补偿设备以及有功功率控制设备、无功功率控制设备……一位光伏企业负责人估算，一个电站做下来，并网设备的花费总得要“五六百万，不管规模大小”。
并网设备之外，输电线路也成为光伏企业必须承担的义务，许多光伏企业已经对此见惯不惯了。
一家总部设在北京的民营光伏企业在四川投资一个装机规模30兆瓦的光伏电站，光并网设备和输电线路建设总耗资超过一千万元，占到总投资的10%。这家企业的总工程师还为此庆幸，“这还是我们做了工作的，要是电网公司让我们接到更远的变电站，花的钱还要多”。
在一些地处偏远的地区，甚至连变电站也需要光伏企业承担建设。在许多光伏电站密集的地方，多家企业合建输电线路和变电站已经成为减少负担的通常做法。
事实上，这使得光伏企业不得不面对专业领域之外的事情，建输电线路、变电站，必须征用土地，这还得自己和当地老百姓去谈。
即便如此，由于各地电网公司的不同要求。光伏企业还得面临许多不可预测的情况。某民营光伏企业在浙江投资有一个3兆瓦的小光伏电站，原先已经和当地电网谈妥，接入400伏的线路，但现在电网公司改变了注意，要求其接入20千伏的线路——这意味着许多设备需要重新改造，需要再投入一笔钱。
由于电网公司对光伏电站并网具有决定权，光伏电站在电网公司的要求面前并没有多少讨价还价的余地。
某光伏企业总监告诉记者，他们投资的一个电站甚至遇到这样的情况：对于需要采购的并网设备，供电公司甚至指定了具体品牌。
该总监介绍说，为了能够顺利通过并网审批，他们一般都会“尊重电网公司的意见”。在最后的光伏电站并网监测环节，他们也会委托电网公司来寻找第三方监测公司。
“通常电网公司会找当地电科院，有的也会找一些其他公司”，该总监说，这些都不是问题，关键是要电网公司认可，这样检测结果才能得到承认。不过让他不理解的是，同样的检测服务，各地的收费标准却不一样，“相差可以高达好几倍”。
一位业内人士对此颇有微词：“接入电网所需要的具体花费，能不能做到全国统一？即便各地有特殊情况无法统一，能不能做到实现公开、透明？”
“两年跟了六个电站，没有一个并网是顺利的”。
今年刚满30岁的程风是一家民营光伏企业的电力工程师，两年前由“技术”转向“商务”，主要负责和电网公司沟通，联系电站的并网事宜。“六个电站中，有三个到现在还没有并网，并网的那三个，短的也要四五个月，长的一年多”。
也正是在这两年里，光伏电站成为了光伏业内最热的名词。上网电价出台、地方政府的招商引资的热情，让组件积压的光伏企业似乎抓到了救命稻草。
当这些动辄投资上亿的光伏电站建成之后，并网成为难题，电网公司繁琐的申报程序，至少要花掉光伏电站半年到一年的时间；各地电网公司不断变换的要求，也让光伏电站的成本在预料之外层层累加。并网设备之外，输电线路也成为光伏企业必须承担的义务，许多光伏企业已经对此见惯不惯了。
“晒着太阳就把钱挣了”？现实并不如想象的那样美好。
繁琐的手续
再过一个月，程风就得继续和电网公司打交道了。程风的公司在四川遂宁投资一个地面光伏电站，在前期设计院的设计方案出来后，程风就得开始拿着这些方案一一拜访四川省电网公司的各个部门。
这也是他一年多累积下来的经验。2011年底，光伏企业们为享受国家发改委1.15元/千瓦时的太阳能上网电价，在青海格尔木的戈壁滩上掀起光伏电站抢建潮，但由于前期和电网公司缺乏沟通，建成的光伏电站却并不了网，在相当长的时间里，只能白白的闲置在这片戈壁荒滩上。
经过一年多来的摸索，光伏电站的投资方对并网审批流程逐渐了解。一般来说，客户中心、营销部、发展策划部是负责并网的主要部门，材料递交给它们之后，再由它们协调下属处室具体执行。
根据记者获得的一份四川省电力交易中心颁布的《新建发电机组并网服务指南》，在光伏电站调度前期准备工作流程中，光伏企业至少需要跑近50个（次）处室，递交材料，填写申请。
“整个程序跑下来，顺利也得要四五个月”，程风说，为了节省时间，他在拜访了三大部门之后，就绕开流程，直接和处室交流，“这样它们一接到上面的指令，就会对我们有印象，省时间”。
但即便如此，也只能尽某种“人事”，解决不了并网的难题。程风接手的项目中，有一个电站两年多时间也没有并上网。据其介绍，在他的同行中，像他这样的情况十分常见。
一家做光伏电站“EPC”项目的民营企业甚至为此改变了经营策略，其光伏电站项目建设负责人向记者诉苦：改变策略是因为过去碰得“头破血流”。
在光伏电站“EPC”规则中，只有光伏电站正常并网运行十天——“240小时或720小时”，建设方才算完全的履行了合同。
这家企业曾经发生过这样的例子：承接了一处光伏电站EPC项目，建成之后的一年半的时候内，光伏电站依然无法顺利并网，整个团队不得不奔波于电网公司和项目之间。
如今这家企业在接“EPC”项目时候变得更为谨慎：手续不齐全的项目不接；接项目之前，要调研当地电网公司的态度，对光伏电站是否重视。
2012年10月26日，国家电网公司发布《关于做好分布式光伏发电并网服务工作的意见》，简化了并网流程：地市公司受理并网申请后20个工作日内，实施安装。在受理并网验收及并网调试申请后，10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务;全部并网流程办理周期约45个工作日，不走常规电源的并网流程。
程风对此不以为然。他告诉记者，这个意见只是针对6兆瓦以下的分布式光伏电站，“这只是全国光伏电站中非常小的一部分，占主流的大型地面光伏电站呢？”
多出来的成本
一年多的时间，让光伏企业们接受了不少现实。原先并未计入成本的并网设备现在早已在光伏企业的考虑范畴之内。
从稳控装置、无功补偿设备以及有功功率控制设备、无功功率控制设备……一位光伏企业负责人估算，一个电站做下来，并网设备的花费总得要“五六百万，不管规模大小”。
并网设备之外，输电线路也成为光伏企业必须承担的义务，许多光伏企业已经对此见惯不惯了。
一家总部设在北京的民营光伏企业在四川投资一个装机规模30兆瓦的光伏电站，光并网设备和输电线路建设总耗资超过一千万元，占到总投资的10%。这家企业的总工程师还为此庆幸，“这还是我们做了工作的，要是电网公司让我们接到更远的变电站，花的钱还要多”。
在一些地处偏远的地区，甚至连变电站也需要光伏企业承担建设。在许多光伏电站密集的地方，多家企业合建输电线路和变电站已经成为减少负担的通常做法。
事实上，这使得光伏企业不得不面对专业领域之外的事情，建输电线路、变电站，必须征用土地，这还得自己和当地老百姓去谈。
即便如此，由于各地电网公司的不同要求。光伏企业还得面临许多不可预测的情况。某民营光伏企业在浙江投资有一个3兆瓦的小光伏电站，原先已经和当地电网谈妥，接入400伏的线路，但现在电网公司改变了注意，要求其接入20千伏的线路——这意味着许多设备需要重新改造，需要再投入一笔钱。
由于电网公司对光伏电站并网具有决定权，光伏电站在电网公司的要求面前并没有多少讨价还价的余地。
某光伏企业总监告诉记者，他们投资的一个电站甚至遇到这样的情况：对于需要采购的并网设备，供电公司甚至指定了具体品牌。
该总监介绍说，为了能够顺利通过并网审批，他们一般都会“尊重电网公司的意见”。在最后的光伏电站并网监测环节，他们也会委托电网公司来寻找第三方监测公司。
“通常电网公司会找当地电科院，有的也会找一些其他公司”，该总监说，这些都不是问题，关键是要电网公司认可，这样检测结果才能得到承认。不过让他不理解的是，同样的检测服务，各地的收费标准却不一样，“相差可以高达好几倍”。
一位业内人士对此颇有微词：“接入电网所需要的具体花费，能不能做到全国统一？即便各地有特殊情况无法统一，能不能做到实现公开、透明？”
