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中国光伏发电并网难，难在何处？ 作者 ：邢春明 - 2011-06-24 - solarF太阳能光伏网 世界上50%以上的光伏产品制造于中国，中国生产的光伏产品95%以上用于出口。从新世纪第一个十年开始，随着归国博士和民营企业家们对光伏产业的看好，这个产业迅速在中国大地遍地开花。主产业的兴盛也带动了相关学术的炙热，因此众多光伏论坛、沙龙、研讨会和展会应运而生。 然而我们在所有学术讨论中，听到谈论最多的话题莫过于光伏产品在中国的应用，当然这就避免不了要谈到诸如：技术难以实现，电力来源不稳定等类似并网难的主观原因。 我们知道，日本三洋公司在京都加西建设的家庭、大楼、城市三位一体工业园，其中使用了高转化效率的HIT太阳能电池1MW发电系统、并配有超大规模的1.5MWh锂电池蓄电系统，早就实现了用户侧光伏发电并网；德国在欧洲其他国家还没有启动光伏计划之前，就已经开始建设用户侧光伏并网发电站，而西班牙、意大利和捷克等国也在近几年安装了大量的光伏应用系统，尤其是在日本发生特大地震和核泄漏之后，各国将弃核扶光的日程逐步提前。 政策和规范需与时俱进 光电的应用模式最主要是并网发电，因此，规模化应用光电就必须与电网结合。但由于中国的电网建设和服务质量还跟不上，导致了很多特许招标或金太阳光电示范项目屡次被迫搁浅。 客观的说，光伏发电系统并网难的情况确实存在，作者认为原因是多方面的：有政策法规配套衔接方面带来的问题；有技术标准、规范滞后带来的无章可依；也有对现有技术水平和技术手段对电网安全和电网质量影响及增加管理难度的担忧；还有就是认识上的不统一以及利益分配机制不明晰造成的问题。总体而言是发展过程中带来的问题，应该引起相关主管部门的足够重视。 关于中国的光伏发电并网难的问题，中国可再生能源学会光伏专业委员会副主任吴达成认为，特别是政府有关能源管理部门应该依据可再生能源法尽快完善相应的配套政策，协调各方尽快解决所存在的问题。 一般而言，大型发电系统并网难主要还是经济方面的问题，即上网电价标准和全网分摊补贴机制的建立问题。其中包括光伏发电与电网的衔接主要是接入线路的投资来源、未来电网吸纳能力的提升问题。可以通过加强协调、制定相应规范等方式来实现对发电的保障性收购，而分布式电源发电方式则存在着计量技术、管理体制、利益分配等更多的问题，都需要逐步尽快解决。吴主任认为。 如果并网问题不尽快尽早解决，光电项目就不会有突破性的进展。不过可以庆幸的看到，国内的光伏市场也在蜗动中不断扩大。 技术是最大瓶颈？ 电网要适应大量分布式能源的接入，从技术标准来看首先要考虑的是其安全性和可靠性。对于传统火电或者水电来说，比较适用于高压、远距离输电，因为其电力供应相对稳定可靠。而对于光电来说，由于其天气变化的可预测性要远远低于水电和火电，因此不适应于远距离高压输电，这就需要大力发展局域型智能小电网。 众所周知，光电都是在白天阳光充足的情况下储存的，而用电基本在晚上时间。储能技术是将电力转化成其他形式的能量，并在需要的时候以电的形式释放，这也是光伏产业应用投入必不可少的过程，对于局域离网光伏系统是目前必不可少的储能部件，尤其在需要应急供电的光伏系统中和微网发电系统中会用到蓄电池。 据了解，铅酸蓄电池是目前光伏行业普遍采用的产品，锂电池产品也已经得到更多的应用。但这些产品相对而言存在着价格昂贵、体积大、重量高、使用寿命短等缺点，大容量储能电池如液流电池等技术尚在试验示范阶段。日本三洋公司在加西绿色能源园区应用了一种叫做eneloop爱乐普的充电电池能最大化满足局域型电网的储能需求。总体而言，储能技术包括化学储能技术的发展将是可再生能源发电技术成为替代能源甚至主力能源的重要技术领域。 利益的博弈 至于目前电网公司为什么不愿意接入光电等新能源电力？国家发展和改革委员会宏观经济研究院研究员、国务院政府特殊津贴专家王斯成曾表示，一方面是担心技术问题、电能质量问题；另一方面则是观念的问题，也就是利益的问题。如果电力公司在输电侧并网销售电的话，就可以根据申报项目的类别，享受到国家电价补贴；但是如果在用户侧上网，就只能享受到三毛多钱的电价回收，这样就造成了开发商的投入完全亏损，政策的不到位体现在这里。 更为重要的是，国家政策应该照顾到电网公司的利益，在推进可再生能源的发展同时兼顾电网公司利益，才会是可持续的发展。王斯成曾表示，电力公司也可以借鉴国外成熟的技术和管理经验。比如，实行双价制，光伏发电也算作电网公司卖的电，这样既不影响其利益，且超出那部分，国家还会补，电网公司利益不受损害，主动接网的积极性就会提高。 合理的上网电价应保证光伏发电的平均利润率与煤电的平均利润率基本持平，或至少不应明显低于煤电或发电业的平均利润率。然而有数据显示：我国煤电的平均利润率为20~25％，发电企业的平均利润率