在目前大規(guī)模光伏發(fā)電接入電網(wǎng)的大背景下，對其展開電價支持政策研究與分析，進行潛在的風險評估，有其一定的必要性。相比于國外較為成熟的光伏發(fā)電電價機制，國內(nèi)的光伏電價支持政策還在不斷研究、改進與完善之中。筆者在對國外上網(wǎng)電價政策進行比較和分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合國內(nèi)現(xiàn)行的光伏發(fā)電政策，提出解決措施來應(yīng)對不斷涌現(xiàn)的政策弊端。

1、國外對光伏發(fā)電電價支持政策

當下，國外針對光伏發(fā)電的經(jīng)濟類支持政策主要分為三類：（1）固定電價政策；（2）投資補貼政策；（3）凈電表政策。此外，還有約束性政策如配額制、并網(wǎng)類政策等；其中電價政策較之其它政策而言最為直接、普遍、有效。

表1所示為國外針對光伏發(fā)電所采取的一系列電價支持政策。其中，德國、意大利、捷克和法國等采取固定電價方式；西班牙則采取投資補貼和溢價補貼政策；英國和韓國的電價補貼機制采取固定電價和配額制相結(jié)合；美國和日本的光伏電價政策體系則劃分更為詳細，采用的是統(tǒng)籌投資補貼、凈電表和配額制，并輔以盈余電量固定上網(wǎng)的電價政策。各國的電價支持政策均是立足于本國國情，因此收益的期望值也各不相同。

　　2、不同電價支持政策下的風險評估

針對上述不同電價支持政策的風險進行評估，主要結(jié)論如下：

（1）從光伏發(fā)電企業(yè)積極性程度看，除了德國、意大利、捷克和法國等采取固定電價方式外，其它各類電價支持政策均要求光伏發(fā)電企業(yè)承擔一部分收益風險，此類措施能夠提高光伏發(fā)電企業(yè)的積極性和參與度。

（2）從電網(wǎng)公司收益程度看，電網(wǎng)公司通過固定電價政策獲益最小。采用溢價補貼、凈電表和配額制方式，在一定程度上能夠增加電網(wǎng)公司的收益，包括對配額指標進行交易流轉(zhuǎn)，獲取交易收入等；同時對光伏發(fā)電企業(yè)超出配額部分收取相應(yīng)的服務(wù)費等。

（3）從發(fā)展長遠看，對于光伏發(fā)電企業(yè)而言，采取固定電價方式收益最可靠，規(guī)避了市場的價格不確定性所帶來的收益風險。但是這種方式將風險轉(zhuǎn)嫁給了下游的電網(wǎng)公司，更有甚者直接由消費者來承擔。溢價補貼政策和凈電表政策對固定電價政策進行不同程度上的改進，在保證合理收益的前提條件下，將部分風險攤派到光伏發(fā)電企業(yè)，使其能夠積極參與到電力市場中。

配額制政策具有計劃導向性，調(diào)動了各方消納光伏發(fā)電量的積極性，解決了光伏發(fā)電“上網(wǎng)難”的瓶頸，進一步推動可再生能源的發(fā)展，同時也調(diào)整了能源消費結(jié)構(gòu)。但是該政策既要考慮“就近輸配”有無市場需求，又要考慮跨區(qū)域輸送的成本問題，因此，光伏發(fā)電企業(yè)的收益風險性進一步加大。

3、國內(nèi)光伏發(fā)電定價機制分析

3.1、光伏發(fā)電發(fā)展現(xiàn)狀研究

開發(fā)和利用可再生資源已得到了我國政府的重視，并將上升到優(yōu)化國家能源配置、保持經(jīng)濟和社會可持續(xù)發(fā)展的戰(zhàn)略性高度，其中光伏發(fā)電作為太陽能資源利用的主要方式得到關(guān)注。近年來，國內(nèi)的光伏發(fā)電已進入到一個跳躍式的發(fā)展階段，截止到2012年底，國內(nèi)光伏發(fā)電容量已達到8GW，實際上已經(jīng)取代美國，排名世界第三。新近頒布的《國務(wù)院關(guān)于促進光伏產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的若干意見》中提出，從2013年至2015年內(nèi)年均新增光伏發(fā)電裝機容量10GW，到2015年總裝機容量需達到35GW以上。此項政策的出臺與實施，無疑是給正處在歐洲“雙反”打壓下的國內(nèi)光伏企業(yè)一劑強心針。

導讀：在目前大規(guī)模光伏發(fā)電接入電網(wǎng)的大背景下，對其展開電價支持政策研究與分析，進行潛在的風險評估，有其一定的必要性。相比于國外較為成熟的光伏發(fā)電電價機制，國內(nèi)的光伏電價支持政策還在不斷研究、改進與完善之中。

3.2、光伏發(fā)電并網(wǎng)方式

目前光伏發(fā)電主要有兩種并網(wǎng)形式：集中式并網(wǎng)和分布式并網(wǎng)。

集中式并網(wǎng)的特點是所發(fā)電能直接輸送到大電網(wǎng)，由大電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)配向用戶供電，與大電網(wǎng)之間的電力交換是單向的。此方式適用于離負荷點比較遠的大型光伏電站并網(wǎng)運行。

分布式并網(wǎng)的特點是所發(fā)出的電能直接分配到用戶負載上，多余或者不足的電力通過聯(lián)結(jié)大電網(wǎng)來調(diào)節(jié)，與大電網(wǎng)之間的電力交換可能是雙向的。適于中、小規(guī)模光伏發(fā)電系統(tǒng)，特別適用于與建筑相結(jié)合的光伏發(fā)電系統(tǒng)。

通過66kV及以上電壓等級接入電網(wǎng)的大型光伏電站以專線形式接入電力系統(tǒng)的變壓站，進入公共電網(wǎng)；通過10～35kV電壓等級接入電網(wǎng)的中型光伏電站以T型連接方式接入公共電網(wǎng)，原則是光伏電站的容量應(yīng)小于公共電網(wǎng)線路最大輸送容量的30%；通過380kV電壓等級接入電網(wǎng)的小型光伏電站可直接接入380V配電網(wǎng)，其容量應(yīng)不大于上一級變壓器供電區(qū)域內(nèi)最大負荷的25%。

3.3、光伏發(fā)電并網(wǎng)的電價政策

國內(nèi)目前對于光伏發(fā)電上網(wǎng)電價依然執(zhí)行國家發(fā)改委制定的全國統(tǒng)一的太陽能光伏發(fā)電標桿上網(wǎng)電價。該項政策規(guī)定：對2011年7月1日前已核準且在規(guī)定期限建成投產(chǎn)的光伏發(fā)電項目核定上網(wǎng)統(tǒng)一價為1.15元/kW·h；否則上網(wǎng)電價一律按1元/kW·h執(zhí)行。

對于通過特許招標、享受中央財政資金補貼等確定的光伏發(fā)電項目，其上網(wǎng)電價按不高于光伏發(fā)電標桿電價或按當?shù)孛摿蛉济簷C組標桿上網(wǎng)電價執(zhí)行，并輔之以全國征收的可再生能源電價附加費分攤進行補貼。但是業(yè)界普遍反映全國統(tǒng)一電價未能按照資源分區(qū)，同時也沒有區(qū)別考慮到技術(shù)性差異。對于補貼的年限也沒有具體規(guī)定，且政策調(diào)整存在不確定性，并未將其與發(fā)展規(guī)模建立合理的聯(lián)動機制。

因此，有必要參照風電上網(wǎng)電價政策制定新的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價支持政策，可考慮將全國劃分為4類太陽能資源區(qū)，相應(yīng)的光伏發(fā)電標桿電價分別為0.75、0.85、0.95、1元/kW·h。同時規(guī)定電價執(zhí)行期限設(shè)為20年，期滿后執(zhí)行脫硫燃煤標桿電價并逐步調(diào)整電價標準，通過全國征收的可再生能源電價附加費解決光伏發(fā)電高出當?shù)厝济簷C組標桿電價的部分。通過上述一系列舉措，一方面保障了光伏發(fā)電企業(yè)的收益，降低其對未來市場波動而引發(fā)的風險系數(shù)；另一方面，進一步分攤了風險成本，由電網(wǎng)公司和消費者共同承擔。

4、現(xiàn)階段電力體制下光伏發(fā)電問題及其對策

通過以上分析可知，現(xiàn)階段光伏發(fā)電接入大電網(wǎng)運行還存在如下問題：

（1）風險承擔主體不明確

全國統(tǒng)一的上網(wǎng)電價政策和全額收購光伏發(fā)電量，將風險承擔主體轉(zhuǎn)接成了各電網(wǎng)公司。收益與風險聯(lián)動機制未能形成，各電網(wǎng)公司的積極性無法調(diào)動。

（2）價格引導機制缺失

在統(tǒng)一上網(wǎng)標桿電價的基礎(chǔ)上，各光伏發(fā)電企業(yè)的收益得到了保證；但是降低了企業(yè)參與市場的熱情，加之未能與電能質(zhì)量調(diào)節(jié)發(fā)電廠形成合理的協(xié)調(diào)機制，易形成“窩電”現(xiàn)象，更有甚者造成“棄光”。

（3）光伏發(fā)電企業(yè)的內(nèi)動力不足

統(tǒng)一電價下，光伏企業(yè)收益水平完全依據(jù)所處地區(qū)的太陽能資源，不能對所有的光伏發(fā)電企業(yè)進行激勵。同時，因為光伏發(fā)電企業(yè)無需考慮所發(fā)電能質(zhì)量問題，也不承擔任何風險，因此光伏企業(yè)的技改意識淡薄，企業(yè)發(fā)展的內(nèi)動力嚴重不足。

（4）協(xié)調(diào)機制不完善

太陽能是一種隨機性、間歇性的能源，光伏發(fā)電企業(yè)不能提供持續(xù)穩(wěn)定的輸出功率，發(fā)電穩(wěn)定性和連續(xù)性較差。當光伏發(fā)電并網(wǎng)后，為保證電力系統(tǒng)實時平衡和電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行必須調(diào)用相應(yīng)的電能質(zhì)量調(diào)節(jié)發(fā)電廠參與。但是由于光伏發(fā)電的收益方只有光伏發(fā)電企業(yè)，因此，各方的主觀能動性較差，相互之間的協(xié)調(diào)機制有待完善。

導讀：在目前大規(guī)模光伏發(fā)電接入電網(wǎng)的大背景下，對其展開電價支持政策研究與分析，進行潛在的風險評估，有其一定的必要性。相比于國外較為成熟的光伏發(fā)電電價機制，國內(nèi)的光伏電價支持政策還在不斷研究、改進與完善之中。

（5）電網(wǎng)消納能力不夠，安全隱患加大

光伏“國六條”的頒布實施，有可能再一次誘發(fā)建設(shè)大型光伏電站和分布式發(fā)電的高潮。前述中已經(jīng)提到大型光伏電站主要建于西部偏遠地區(qū)，當?shù)仉娋W(wǎng)本身的消納能力有限，電力負荷需求量相對較少，同時光伏發(fā)電滲透率有其上限范圍；此外，無序的分布式發(fā)電對電網(wǎng)的運行易造成安全隱患。

有鑒于此，針對上述5方面所涉及到的問題，提出如下可行性應(yīng)對措施：

（1）明確光伏發(fā)電風險承擔主體

初期的固定投資和統(tǒng)一上網(wǎng)標桿電價有效促進了國內(nèi)光伏發(fā)電企業(yè)的發(fā)展，蓬勃發(fā)展的光伏發(fā)電行業(yè)就是最好的例證。該方式在光伏發(fā)電的初期，能夠保證光伏發(fā)電的收益，對行業(yè)的發(fā)展能夠起到較大的推動作用，但與此同時也轉(zhuǎn)嫁了風險承擔主體。伴隨著光伏發(fā)電滲透程度的逐步提升，該方式的合理性遭到質(zhì)疑?？梢赃m當考慮將配額制或溢價補貼機制引入到國內(nèi)光伏發(fā)電電價補貼政策中，在規(guī)定的配額范圍內(nèi)，電網(wǎng)公司需無條件消納光伏發(fā)電量，對于超額發(fā)電量可允許收取部分服務(wù)費或者過網(wǎng)費。

（2）合理調(diào)整光伏發(fā)電電價支持政策

針對現(xiàn)階段光伏發(fā)電企業(yè)，若初始固定投資變化0.5元/W，將會影響光伏電價4.2分/kW·h；若將經(jīng)營合約期限從20年變?yōu)?5年，差距僅為0.3分/kW·h；若限制出力達到7%，則電價將會提升6分/kW·h；若對光伏電站所占用地按照0.5元/W投資，并增加1元/m2的稅費，反映在電價中將會達到5.4分/kW·h。通過以上幾個重要的光伏電價影響因素分析，可采取如下2個原則進行調(diào)整：第一，按照電量補貼。對光伏發(fā)電企業(yè)按照發(fā)電量實施補貼政策；同時根據(jù)成本變化，合理微調(diào)上網(wǎng)電價和補貼標準。第二，調(diào)整補貼起點。對于自發(fā)自用的光伏發(fā)電部分，采取銷售電價；對于余量上網(wǎng)部分，則采用脫硫燃煤標桿上網(wǎng)電價。

（3）不斷技改，降低電網(wǎng)風險系數(shù)

光伏發(fā)電出力的隨機性和不穩(wěn)定性，給電網(wǎng)的運行帶來許多不確定因素，增加了電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻壓力。因此，光伏發(fā)電企業(yè)應(yīng)不斷進行技術(shù)革新，從源頭上降低光伏發(fā)電接入電網(wǎng)的風險系數(shù)。具體技改措施如下：第一，提高光伏發(fā)電最大功率點跟蹤能力。光伏輸出功率具有伴隨著天氣因素而時刻變化，能夠快速、準確地穩(wěn)定在最大功率點處是光伏發(fā)電的前提條件。第二，提升光伏發(fā)電預(yù)測的準確性。準確地預(yù)測出光伏發(fā)電的輸出功率，對于電網(wǎng)公司進行合理的調(diào)配資源、減少旋轉(zhuǎn)備用容量、增加收益有著重要意義。第三，加強光伏發(fā)電低電壓穿越能力。一旦電網(wǎng)側(cè)出現(xiàn)故障，及時進行切機運行和故障穿越對于光伏發(fā)電企業(yè)而言很有必要性。第四，加設(shè)功率協(xié)調(diào)裝置，穩(wěn)定系統(tǒng)輸出。加設(shè)諸如蓄電池、超導儲能、飛輪儲能和光熱發(fā)電等裝置，不僅能夠平抑功率波動，降低對電網(wǎng)運行的沖擊，而且能夠提高整體系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

（4）不斷完善協(xié)調(diào)配合機制，形成合力

光伏發(fā)電企業(yè)應(yīng)與調(diào)峰、調(diào)頻發(fā)電廠進行溝通與協(xié)調(diào)，考慮分攤部分利潤給予補貼，激勵該類發(fā)電廠參與電能質(zhì)量調(diào)節(jié)的積極性。從表象上看，光伏發(fā)電企業(yè)似乎減少了部分收益，但是卻最大限度地保證了電網(wǎng)公司和消費者的利益。

（5）合理布局，提高光伏發(fā)電準入門檻

目前西部地區(qū)電網(wǎng)能否支撐和消納當前光伏發(fā)電的電量和容量，這是一個值得商榷的問題。未來光伏發(fā)電大規(guī)模的擴張仍然會面臨電力并網(wǎng)運行和市場消納的“瓶頸”，若光伏發(fā)電建設(shè)布局規(guī)劃和配套設(shè)施不能調(diào)和，則限制出力的比例將會提高，“棄光”將會愈加嚴重，因此加強規(guī)劃和產(chǎn)業(yè)政策引導，促進合理布局迫在眉睫。與此同時，綜合考慮技術(shù)指標、產(chǎn)量指標和環(huán)保指標等方面并進行規(guī)范，提高光伏發(fā)電準入機制，確保光伏發(fā)電行業(yè)健康、有序發(fā)展。

5、結(jié)語

我國光伏發(fā)電市場的發(fā)展正處在關(guān)鍵時期，落實統(tǒng)一電價和投資政策等相關(guān)支持政策，有助于保證光伏發(fā)電企業(yè)的基本收益，提高光伏投資者的投資熱情。同時，現(xiàn)行的光伏發(fā)電電價支持政策有待進一步研究與完善，對光伏發(fā)電企業(yè)實施降稅、降息等一系列新的支持政策，能夠增強各方主動參與意識，調(diào)動各方積極性，降低風險系數(shù)，確保社會效益的最大化。