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被蚕食的收益
除了并网难题外,另外一个困扰行业的难题,则来自于相关政策的不透明,这其中就包括在用户侧并网问题上的升压标准。
据了解,按照相关规定,所有金太阳示范项目都应当允许光伏系统在用户侧并网,以抵消电网电量的方式运行。但在实际操作中,地方电力公司常常要求光伏系统升压并入公共配电网。而这势必要增加升压站的投资。并且,在电价方面只能享受到脱硫燃煤电价,而不是零售电价,使得项目的经济效益受到损害。
“常州产业园有一个两兆瓦的项目,本来可以直接并网,但电网公司要求统一升压并网。这就需要建升压站,一个升压站70 万,没有升压之前,可以享受自消费的电价,将近0.9 元,但升压后,只能享受3 毛多的脱硫电价。”王斯成表示,虽然国家电网已经发文可以按照自备电厂以及合同能源管理来执行,但在接网设计、入网检测、系统自备金、电站监控数据上传等方面的收费仍未明确。比如,接网设计方面,一个接网点就要收费好几十万,这势必将增加开发商的投资成本。
此外,建设部门、环保部门等乱收费问题也比较突出。
与分布式电站的收费标准缺失相比,大型地面电站同样也面临类似问题。
有电站业主抱怨称,今年在青海投资电站,事先需要缴纳一定的保证金,但这笔钱何时归还以及期间利息归属问题却没有明确规定。至于能否最终退回,大家心里也没底。
而在王斯成看来,现在对于一些大型电站的收益影响最大的则来自于土地使用费。“特许权招标时,10 兆瓦电站的25年土地租金为300 万元。而现在在一些地方,10 兆瓦的电站一年的土地租用费就要收到150 万元,整个电站一年的收入也就是1500 万左右,仅这一项就抵消了许多电站整个的收益率。”
黄碧斌则认为,由于分布式光伏发电接入系统设计规范尚未发布,接入系统设计单位在电源接入电压等级、专线或T接、第一落点等接入方案的确定随意性较大,通信方式、传输通道和传输信息等二次设备的配置标准不统一,部分项目投资偏高。
困局待解
根据王斯成的测算,在西部光照资源条件较好地区,受益于组件价格下降等因素,光伏发电的初投资可以降到1 万元/千瓦,这样,合理电价可以压到0.77 元(年平均发电1500 小时),已经接近于目前的工商类电价。而如果是在东部地区的话,年发电在1100 小时的合理电价约为1.3 元/kWh,也正在接近目前0.925 元的工商类用电价格。
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