光伏纾困呼唤电力改革

■ 本刊编辑部

当前中国光伏产业面临“内外交困”的局面，已是人所共知的事实。启动国内光伏市场成为根本解决之道，这也成为政府与产业界的共识。

毋庸置疑，我国在启动国内光伏市场方面迈出了实质性步伐。从出台光伏上网电价，到金太阳工程和光电建筑政策扶持，都体现了政府支持光伏产业发展的愿望。《2012年金太阳示范项目目录》已经出炉，总规模达到1709244kW，超过预期装机一倍；业内人士也乐观估计今年国内光伏装机将有望超过5GW。且不说这点市场份额与我国现有超过30GW产能相距甚远，即使努力开拓已经萧条的海外市场，也不能有效化解国内光伏产能过剩造成的供需矛盾；更重要的是，这些装机真正实现后，能否全部转化成可用的清洁电力。

实际上，现行电力体制已经不能适应当前可再生能源发展的新形势，必须深化电力改革，才有可能有效化解光伏困局。

我国现行《电力法》施行已历时16年。当前《电力法》规定的“供电专营”，使本可用380V电压直接使用的分布式光伏电站，不得不在原地升压至10kV以上入网计价，再降回380V按销售电价结算。这无端增加了输变电投资，光伏发电“并网难”就不足为怪。

光伏发电并网难的另一个重要原因则是电网企业利益机制所致。目前电网企业的收入仍然全部来自发电环节与终端销售环节之间的价差，光伏发电“自发自用”一度电，则直接导致电网企业减少一度电的价差收入，所以电网企业不愿接受分布式光伏发电量。

这方面欧洲的经验值得借鉴：电力公司以高于常规电价的价格收购光伏电量，政府对于超出常规电价的部分给以补偿，补偿电价则通过绿色电力附加分摊到电网的销售电价中去。

显然在我国单靠发展大型地面光伏电站并不现实，更应该鼓励发展分布式光伏电站。因为光伏发电具有分布广、规模小等特点，项目虽然接入电网，但发电量小，宜就地利用。此类项目组成的终端用户配电网、微电网及分布式电网中，项目发电量亦可不再由电网统一调度，但须统一监测。

据悉，可再生能源发电配额制将实施，而正在修改的《电力法》将纳入新能源并网发电的有关内容，这将为新能源并网发电提供法律环境。这值得我们期待。