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相关数据显示,截至今年上半年,2009 年和2010 年项目目录中,金太阳工程批复项目主体工程完成并网项目106个,主体工程完成未并网项目44 个。
从数据来看,尽管并网项目占完工项目的71%,但90% 甚至更多的是没有获得国家电网并网许可文件而企业自行并网的项目,也就是说这些项目并没有实现实际意义上的并网。而真正获得国家电网正式并网许可文件的项目数量不超过10 个。
对此,王伟胜认为,从光伏发电的出力特性来看,既受太阳能资源的影响,同时也与逆变器性能有关。“如果是晴天,则发电量可以非常稳定,但如果天气情况不理想,则会产生一定的波动。而对于电网来讲,电力系统是一个实时平衡系统。今天估计明天的用电,误差只有1%—2%,可以非常准确的预测,而常规电源的发电量多少也可以预测以及控制。但如果是大规模的光伏电站并网,其不稳定的特性就可能破环电网的平衡,从而增加电网调度的难度。”
国网能源研究院新能源研究所黄碧斌则认为,用户侧并网难,与光伏电站和电网规划协调不足、厂网建设可能出现不同步情况以及管理经验的缺乏也有关系。比如,一直以来都是按照常规电源模式管理分布式发电,并网周期较长,与分布式光伏发电建设周期短的特点不相符,造成部分项目并网滞后。
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。
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