在目前大規模光伏發電接入電網的大背景下，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電電價機制，國內的光伏電價支持政策還在不斷研究、改進與完善之中。筆者在對國外上網電價政策進行比較和分析的基礎上，結合國內現行的光伏發電政策，提出解決措施來應對不斷涌現的政策弊端。

1、國外對光伏發電電價支持政策

當下，國外針對光伏發電的經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，采用的是統籌投資補貼、凈電表和配額制，并輔以盈余電量固定上網的電價政策。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，主要結論如下：

（1）從光伏發電企業積極性程度看，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電企業承擔一部分收益風險，此類措施能夠提高光伏發電企業的積極性和參與度。

（2）從電網公司收益程度看，電網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公司的收益，包括對配額指標進行交易流轉，獲取交易收入等；同時對光伏發電企業超出配額部分收取相應的服務費等。

（3）從發展長遠看，對于光伏發電企業而言，采取固定電價方式收益最可靠，規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嫁給了下游的電網公司，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電企業，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，調動了各方消納光伏發電量的積極性，解決了光伏發電“上網難”的瓶頸，進一步推動可再生能源的發展，同時也調整了能源消費結構。但是該政策既要考慮“就近輸配”有無市場需求，又要考慮跨區域輸送的成本問題，因此，光伏發電企業的收益風險性進一步加大。

3、國內光伏發電定價機制分析

3.1、光伏發電發展現狀研究

開發和利用可再生資源已得到了我國政府的重視，并將上升到優化國家能源配置、保持經濟和社會可持續發展的戰略性高度，其中光伏發電作為太陽能資源利用的主要方式得到關注。近年來，國內的光伏發電已進入到一個跳躍式的發展階段，截止到2012年底，國內光伏發電容量已達到8GW，實際上已經取代美國，排名世界第三。新近頒布的《國務院關于促進光伏產業健康發展的若干意見》中提出，從2013年至2015年內年均新增光伏發電裝機容量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”打壓下的國內光伏企業一劑強心針。

導讀：在目前大規模光伏發電接入電網的大背景下，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電電價機制，國內的光伏電價支持政策還在不斷研究、改進與完善之中。

3.2、光伏發電并網方式

目前光伏發電主要有兩種并網形式：集中式并網和分布式并網。

集中式并網的特點是所發電能直接輸送到大電網，由大電網統一調配向用戶供電，與大電網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運行。

分布式并網的特點是所發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結大電網來調節，與大電網之間的電力交換可能是雙向的。適于中、小規模光伏發電系統，特別適用于與建筑相結合的光伏發電系統。

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

3.3、光伏發電并網的電價政策

國內目前對于光伏發電上網電價依然執行國家發改委制定的全國統一的太陽能光伏發電標桿上網電價。該項政策規定：對2011年7月1日前已核準且在規定期限建成投產的光伏發電項目核定上網統一價為1.15元/kW·h；否則上網電價一律按1元/kW·h執行。

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電項目，其上網電價按不高于光伏發電標桿電價或按當地脫硫燃煤機組標桿上網電價執行，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。但是業界普遍反映全國統一電價未能按照資源分區，同時也沒有區別考慮到技術性差異。對于補貼的年限也沒有具體規定，且政策調整存在不確定性，并未將其與發展規模建立合理的聯動機制。

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

4、現階段電力體制下光伏發電問題及其對策

通過以上分析可知，現階段光伏發電接入大電網運行還存在如下問題：

（1）風險承擔主體不明確

全國統一的上網電價政策和全額收購光伏發電量，將風險承擔主體轉接成了各電網公司。收益與風險聯動機制未能形成，各電網公司的積極性無法調動。

（2）價格引導機制缺失

在統一上網標桿電價的基礎上，各光伏發電企業的收益得到了保證；但是降低了企業參與市場的熱情，加之未能與電能質量調節發電廠形成合理的協調機制，易形成“窩電”現象，更有甚者造成“棄光”。

（3）光伏發電企業的內動力不足

統一電價下，光伏企業收益水平完全依據所處地區的太陽能資源，不能對所有的光伏發電企業進行激勵。同時，因為光伏發電企業無需考慮所發電能質量問題，也不承擔任何風險，因此光伏企業的技改意識淡薄，企業發展的內動力嚴重不足。

（4）協調機制不完善

太陽能是一種隨機性、間歇性的能源，光伏發電企業不能提供持續穩定的輸出功率，發電穩定性和連續性較差。當光伏發電并網后，為保證電力系統實時平衡和電網安全穩定運行必須調用相應的電能質量調節發電廠參與。但是由于光伏發電的收益方只有光伏發電企業，因此，各方的主觀能動性較差，相互之間的協調機制有待完善。

導讀：在目前大規模光伏發電接入電網的大背景下，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電電價機制，國內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，有可能再一次誘發建設大型光伏電站和分布式發電的高潮。前述中已經提到大型光伏電站主要建于西部偏遠地區，當地電網本身的消納能力有限，電力負荷需求量相對較少，同時光伏發電滲透率有其上限范圍；此外，無序的分布式發電對電網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，提出如下可行性應對措施：

（1）明確光伏發電風險承擔主體

初期的固定投資和統一上網標桿電價有效促進了國內光伏發電企業的發展，蓬勃發展的光伏發電行業就是最好的例證。該方式在光伏發電的初期，能夠保證光伏發電的收益，對行業的發展能夠起到較大的推動作用，但與此同時也轉嫁了風險承擔主體。伴隨著光伏發電滲透程度的逐步提升，該方式的合理性遭到質疑。可以適當考慮將配額制或溢價補貼機制引入到國內光伏發電電價補貼政策中，在規定的配額范圍內，電網公司需無條件消納光伏發電量，對于超額發電量可允許收取部分服務費或者過網費。

（2）合理調整光伏發電電價支持政策

針對現階段光伏發電企業，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；若將經營合約期限從20年變為25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個原則進行調整：第一，按照電量補貼。對光伏發電企業按照發電量實施補貼政策；同時根據成本變化，合理微調上網電價和補貼標準。第二，調整補貼起點。對于自發自用的光伏發電部分，采取銷售電價；對于余量上網部分，則采用脫硫燃煤標桿上網電價。

（3）不斷技改，降低電網風險系數

光伏發電出力的隨機性和不穩定性，給電網的運行帶來許多不確定因素，增加了電網調峰、調頻壓力。因此，光伏發電企業應不斷進行技術革新，從源頭上降低光伏發電接入電網的風險系數。具體技改措施如下：第一，提高光伏發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、準確地穩定在最大功率點處是光伏發電的前提條件。第二，提升光伏發電預測的準確性。準確地預測出光伏發電的輸出功率，對于電網公司進行合理的調配資源、減少旋轉備用容量、增加收益有著重要意義。第三，加強光伏發電低電壓穿越能力。一旦電網側出現故障，及時進行切機運行和故障穿越對于光伏發電企業而言很有必要性。第四，加設功率協調裝置，穩定系統輸出。加設諸如蓄電池、超導儲能、飛輪儲能和光熱發電等裝置，不僅能夠平抑功率波動，降低對電網運行的沖擊，而且能夠提高整體系統的穩定性。

（4）不斷完善協調配合機制，形成合力

光伏發電企業應與調峰、調頻發電廠進行溝通與協調，考慮分攤部分利潤給予補貼，激勵該類發電廠參與電能質量調節的積極性。從表象上看，光伏發電企業似乎減少了部分收益，但是卻最大限度地保證了電網公司和消費者的利益。

（5）合理布局，提高光伏發電準入門檻

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

5、結語

我國光伏發電市場的發展正處在關鍵時期，落實統一電價和投資政策等相關支持政策，有助于保證光伏發電企業的基本收益，提高光伏投資者的投資熱情。同時，現行的光伏發電電價支持政策有待進一步研究與完善，對光伏發電企業實施降稅、降息等一系列新的支持政策，能夠增強各方主動參與意識，調動各方積極性，降低風險系數，確保社會效益的最大化。