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政策为何选择了它
分布式政策制定之初为何选择自发自用作为导向呢?政策制定时是如何考虑的呢?在此,笔者仅做一些简单探究:
如果分布式规划的15GW光伏电站采用固定电价模式(假设电价为1元/度电),20年财政投入总资金2000亿元左右(已经扣除了电网公司需支付的脱硫电价部分);而采用自发自用余电上网模式,假设对于用户来说最终度电收益是一样的,则15GW所需要的财政补贴资金是1500亿元左右(按照最新公布的0.42元/度电的财政补助)。两者之间存在500亿元的资金差额,有效缓解了财政部的新能源资金压力。
对于光伏电站来说,收益是一样的,那么这个差额到底是谁出了呢?我们来举个例子:
某园区有A、B、C、D、E,共5家企业,每月平均每家用电10000度(峰谷平尖综合电价0.8元),A、B、C三家企业安装了光伏电站,总计每月发电20000度(假设是完全自用掉),则电力公司的电费收取金额从之前的40000元变成现在的24000元;如果采用固定电价模式,则光伏所发电力按照1元每度电出售,电网公司所付出的每度电成本为当地脱硫电价(假设0.43元,其余0.57元为国家财政补贴),电网公司每月收取的电费总额还是40000元,买电2万度,折合8600元;电网公司从园区净收入现金31400元,比之前的24000元多出了7400元。
原来这笔差额是从电网公司那边出了。不过,笔者想了解的是,电网公司出这个钱和财政出这个钱,对总体财政预算来说,有差异么?
从分布式光伏电站建设审批、后期监管和资金拨付的权利义务归属问题来看,如果是固定电价售电模式,从实际可操作性去看,那么这个权利义务只能是完全归口到电网公司了;如果是采取自发自用余电上网模式,其部分权利义务(如抄表等)可由电网公司执行,建设审批、后期监管、资金拨付等可由专门机构来负责。笔者曾经设想,政策制定者们有可能是想对实现电力市场改革有所帮助,光伏发电作为一个独立的购售电体系来运营,待机制逐步成熟后,再推动输、配、售电分离的整体改革。
不过国务院最新发布的《国发〔2013〕24号》文件规定分布式光伏电站只需备案,无需审批;而且计量、结算都由电网公司负责。这一规定又让笔者的猜想落了空,计量抄表和支付结算的权利义务都明确给了电网公司,备案说白了就是发改委不用再审批了,但是电力公司的接入申请报告你还是要打的,现场安装计量表计和抄表时都会由电网公司人员对现场电站实施验收和监督,总的来说是完全由电网公司实施管理了。
如果这样,那从规划的战略层面考虑,不支持固定电价模式似乎也找不到合理的理由。
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