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2.合同能源管理难推行:按照金太阳示范工程的规定,对于项目开发商和建筑业主非同一主体的项目,可以按照合同能源管理的方式实施,即安装光伏系统后,建筑业主将节省的电费支付给光伏开发商。电网公司认为是“变相卖电”,属于违反电力法,很多地方不予支持。另一方面,在开发商和建筑业主之间也常常因为利益分配的问题产生矛盾。因此需要针对此类项目出台规范的合同能源管理办法和交易标准,否则开发商将面临很大的潜在风险;
3.各项收费标准不明确:为了解决“用户侧并网难”和“合同能源管理运营模式”的问题,国家能源局于2011年底出台了337号文,要求电网公司配合解决上述问题。国家电网公司为了支持337号文件,也发布了2011年100号文件,要求对于项目业主和用电户为同一法人的,按照自备电厂管理,即同意光伏项目在用户侧并网,对于项目业主和用电户非同一法人的,可按照合同能源模式管理。同时文件要求项目要委托有资质的电力设计单位编制接入电网方案,要求项目建成后要进行入网检测,要求所有项目缴纳系统配用金,还要求项目建立实时运行监控系统,并将系统信息传送到监控中心和电网调度机构。 这些要求固然合理,但是在文件出台的同时并没有明确各项工作的收费标准,如果收费过高,开发商也是不能承受的。
其它问题:
除了上述问题,还存在技术标准和管理办法严重滞后,企业之间拖欠款严重,补贴资金不能及时到位以及中小型企业融资困难等。总之, 上述问题不解决将会直接影响到光伏发电市场的健康、稳定发展。
未来储能
将发挥重要作用
国内提出“支持自给式太阳能产品进入公共设施和家庭”,分布式光伏发电将会有很大的潜在市场。 在中国现行条件下,“自给式”光伏发电很可能按照欧洲“自消费”模式进行。自消费模式要求光伏电量尽可能自用,否则反送电量的价值将会大大降低(而在中国,按照“金太阳”工程文件,反送电量只能享受脱硫燃煤电价)。 对于居民建筑,负荷日分布和光伏发电的日分布曲线很难很好地匹配,德国的情况确好很多。(见图4)
在没有储能的情况下,自消费的电量大约占到光伏电量的2/3,可以享受到25欧分/kWh的电网零售电价;而由1/3的光伏电量无法在白天消纳,而是发送到电网,只能按照13.5-19.5欧分/kWh的电价卖给电网。如果增加储能装置,将白天用不掉的光伏电量储存起来晚上用,就可以使全部光伏电量都享受到电网的零售电价。
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