电价支持政策的光伏发电论文范文

1不同电价支持政策下的风险评估

针对上述不同电价支持政策的风险进行评估，主要结论如下：(1)从光伏发电企业积极性程度看，除了德国、意大利、捷克和法国等采取固定电价方式外，其它各类电价支持政策均要求光伏发电企业承担一部分收益风险，此类措施能够提高光伏发电企业的积极性和参与度。(2)从电网公司收益程度看，电网公司通过固定电价政策获益最小。采用溢价补贴、净电表和配额制方式，在一定程度上能够增加电网公司的收益，包括对配额指标进行交易流转，获取交易收入等；同时对光伏发电企业超出配额部分收取相应的服务费等。(3)从发展长远看，对于光伏发电企业而言，采取固定电价方式收益最可靠，规避了市场的价格不确定性所带来的收益风险。但是这种方式将风险转嫁给了下游的电网公司，更有甚者直接由消费者来承担。溢价补贴政策和净电表政策对固定电价政策进行不同程度上的改进，在保证合理收益的前提条件下，将部分风险摊派到光伏发电企业，使其能够积极参与到电力市场中。配额制政策具有计划导向性，调动了各方消纳光伏发电量的积极性，解决了光伏发电“上网难”的瓶颈，进一步推动可再生能源的发展，同时也调整了能源消费结构。但是该政策既要考虑“就近输配”有无市场需求，又要考虑跨区域输送的成本问题，因此，光伏发电企业的收益风险性进一步加大。

2国内光伏发电定价机制分析

2.1光伏发电发展现状研究开发和利用可再生资源已得到了我国政府的重视，并将上升到优化国家能源配置、保持经济和社会可持续发展的战略性高度，其中光伏发电作为太阳能资源利用的主要方式得到关注。近年来，国内的光伏发电已进入到一个跳跃式的发展阶段，截止到2012年底，国内光伏发电容量已达到8GW，实际上已经取代美国，排名世界第三。新近颁布的《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》中提出，从2013年至2015年内年均新增光伏发电装机容量10GW，到2015年总装机容量需达到35GW以上。此项政策的出台与实施，无疑是给正处在欧洲“双反”打压下的国内光伏企业一剂强心针。

2.2光伏发电并网方式目前光伏发电主要有两种并网形式：集中式并网和分布式并网。集中式并网的特点是所发电能直接输送到大电网，由大电网统一调配向用户供电，与大电网之间的电力交换是单向的。此方式适用于离负荷点比较远的大型光伏电站并网运行。分布式并网的特点是所发出的电能直接分配到用户负载上，多余或者不足的电力通过联结大电网来调节，与大电网之间的电力交换可能是双向的。适于中、小规模光伏发电系统，特别适用于与建筑相结合的光伏发电系统。通过66kV及以上电压等级接入电网的大型光伏电站以专线形式接入电力系统的变压站，进入公共电网；通过10～35kV电压等级接入电网的中型光伏电站以T型连接方式接入公共电网，原则是光伏电站的容量应小于公共电网线路最大输送容量的30%；通过380kV电压等级接入电网的小型光伏电站可直接接入380V配电网，其容量应不大于上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。

2.3光伏发电并网的电价政策国内目前对于光伏发电上网电价依然执行国家发改委制定的全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价。该项政策规定：对2011年7月1日前已核准且在规定期限建成投产的光伏发电项目核定上网统一价为1.15元/kW•h；否则上网电价一律按1元/kW•h执行。对于通过特许招标、享受中央财政资金补贴等确定的光伏发电项目，其上网电价按不高于光伏发电标杆电价或按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行，并辅之以全国征收的可再生能源电价附加费分摊进行补贴。但是业界普遍反映全国统一电价未能按照资源分区，同时也没有区别考虑到技术性差异。对于补贴的年限也没有具体规定，且政策调整存在不确定性，并未将其与发展规模建立合理的联动机制。因此，有必要参照风电上网电价政策制定新的光伏发电上网电价支持政策，可考虑将全国划分为4类太阳能资源区，相应的光伏发电标杆电价分别为0.75、0.85、0.95、1元/kW•h。同时规定电价执行期限设为20年，期满后执行脱硫燃煤标杆电价并逐步调整电价标准，通过全国征收的可再生能源电价附加费解决光伏发电高出当地燃煤机组标杆电价的部分。通过上述一系列举措，一方面保障了光伏发电企业的收益，降低其对未来市场波动而引发的风险系数；另一方面，进一步分摊了风险成本，由电网公司和消费者共同承担。

3现阶段电力体制下光伏发电问题及其对策

通过以上分析可知，现阶段光伏发电接入大电网运行还存在如下问题：(1)风险承担主体不明确。全国统一的上网电价政策和全额收购光伏发电量，将风险承担主体转接成了各电网公司。收益与风险联动机制未能形成，各电网公司的积极性无法调动。(2)价格引导机制缺失。在统一上网标杆电价的基础上，各光伏发电企业的收益得到了保证；但是降低了企业参与市场的热情，加之未能与电能质量调节发电厂形成合理的协调机制，易形成“窝电”现象，更有甚者造成“弃光”。(3)光伏发电企业的内动力不足。统一电价下，光伏企业收益水平完全依据所处地区的太阳能资源，不能对所有的光伏发电企业进行激励。同时，因为光伏发电企业无需考虑所发电能质量问题，也不承担任何风险，因此光伏企业的技改意识淡薄，企业发展的内动力严重不足。(4)协调机制不完善。太阳能是一种随机性、间歇性的能源，光伏发电企业不能提供持续稳定的输出功率，发电稳定性和连续性较差。当光伏发电并网后，为保证电力系统实时平衡和电网安全稳定运行必须调用相应的电能质量调节发电厂参与。但是由于光伏发电的收益方只有光伏发电企业，因此，各方的主观能动性较差，相互之间的协调机制有待完善。(5)电网消纳能力不够，安全隐患加大。光伏“国六条”的颁布实施，有可能再一次诱发建设大型光伏电站和分布式发电的高潮。前述中已经提到大型光伏电站主要建于西部偏远地区，当地电网本身的消纳能力有限，电力负荷需求量相对较少，同时光伏发电渗透率有其上限范围；此外，无序的分布式发电对电网的运行易造成安全隐患。

有鉴于此，针对上述5方面所涉及到的问题，提出如下可行性应对措施：(1)明确光伏发电风险承担主体。初期的固定投资和统一上网标杆电价有效促进了国内光伏发电企业的发展，蓬勃发展的光伏发电行业就是最好的例证。该方式在光伏发电的初期，能够保证光伏发电的收益，对行业的发展能够起到较大的推动作用，但与此同时也转嫁了风险承担主体。伴随着光伏发电渗透程度的逐步提升，该方式的合理性遭到质疑。可以适当考虑将配额制或溢价补贴机制引入到国内光伏发电电价补贴政策中，在规定的配额范围内，电网公司需无条件消纳光伏发电量，对于超额发电量可允许收取部分服务费或者过网费。(2)合理调整光伏发电电价支持政策。针对现阶段光伏发电企业，若初始固定投资变化0.5元/W，将会影响光伏电价4.2分/kW•h；若将经营合约期限从20年变为25年，差距仅为0.3分/kW•h；若限制出力达到7%，则电价将会提升6分/kW•h；若对光伏电站所占用地按照0.5元/W投资，并增加1元/m2的税费，反映在电价中将会达到5.4分/kW•h。通过以上几个重要的光伏电价影响因素分析，可采取如下2个原则进行调整：第一，按照电量补贴。对光伏发电企业按照发电量实施补贴政策；同时根据成本变化，合理微调上网电价和补贴标准。第二，调整补贴起点。对于自发自用的光伏发电部分，采取销售电价；对于余量上网部分，则采用脱硫燃煤标杆上网电价。(3)不断技改，降低电网风险系数。光伏发电出力的随机性和不稳定性，给电网的运行带来许多不确定因素，增加了电网调峰、调频压力。因此，光伏发电企业应不断进行技术革新，从源头上降低光伏发电接入电网的风险系数。具体技改措施如下：第一，提高光伏发电最大功率点跟踪能力。光伏输出功率具有伴随着天气因素而时刻变化，能够快速、准确地稳定在最大功率点处是光伏发电的前提条件。第二，提升光伏发电预测的准确性。准确地预测出光伏发电的输出功率，对于电网公司进行合理的调配资源、减少旋转备用容量、增加收益有着重要意义。第三，加强光伏发电低电压穿越能力。一旦电网侧出现故障，及时进行切机运行和故障穿越对于光伏发电企业而言很有必要性。第四，加设功率协调装置，稳定系统输出。加设诸如蓄电池、超导储能、飞轮储能和光热发电等装置，不仅能够平抑功率波动，降低对电网运行的冲击，而且能够提高整体系统的稳定性。(4)不断完善协调配合机制，形成合力。光伏发电企业应与调峰、调频发电厂进行沟通与协调，考虑分摊部分利润给予补贴，激励该类发电厂参与电能质量调节的积极性。从表象上看，光伏发电企业似乎减少了部分收益，但是却最大限度地保证了电网公司和消费者的利益。(5)合理布局，提高光伏发电准入门槛。目前西部地区电网能否支撑和消纳当前光伏发电的电量和容量，这是一个值得商榷的问题。未来光伏发电大规模的扩张仍然会面临电力并网运行和市场消纳的“瓶颈”，若光伏发电建设布局规划和配套设施不能调和，则限制出力的比例将会提高，“弃光”将会愈加严重，因此加强规划和产业政策引导，促进合理布局迫在眉睫。与此同时，综合考虑技术指标、产量指标和环保指标等方面并进行规范，提高光伏发电准入机制，确保光伏发电行业健康、有序发展。

4结语

我国光伏发电市场的发展正处在关键时期，落实统一电价和投资政策等相关支持政策，有助于保证光伏发电企业的基本收益，提高光伏投资者的投资热情。同时，现行的光伏发电电价支持政策有待进一步研究与完善，对光伏发电企业实施降税、降息等一系列新的支持政策，能够增强各方主动参与意识，调动各方积极性，降低风险系数，确保社会效益的最大化。

作者：韩伟王宏华陈凌单位：河海大学能源与电气学院