中证网讯 在北京亦庄经济技术开发区，一幢幢低矮的企业厂房屋顶上都鳞次栉比地分布着太阳能屋顶电站，在烈日的直射下闪着刺眼的光。

　　2009年，国内启动了“金太阳”示范工程进行试水，然而过去三年“金太阳”示范经历并不顺利。据中国证券报记者调查了解，由于并网协调问题，众多“金太阳”工程项目建成之后的发电运行情况始终不畅，很多光伏电站白白躺在屋顶上“晒太阳”。

　　面对大型地面电站遭遇的种种困境，业界纷纷寄望以发展分布式电站作为光伏国内市场规模化启动的新“杠杆”，进而撬动起国内光伏市场需求的加速扩容，以解深陷国外市场需求萎靡而无力自拔的光伏产业大军的“燃眉之急”。

　　在过去不到一个月时间内，国家连续发布《“十二五”国家战略性新兴产业发展规划》及《“十二五”可再生能源发展规划》两大政策文件，其中均着重提及要大力发展新能源分布式发电系统，尤其是太阳能光伏产业更被列为发展分布式发电的最重点领域。如今有了政策东风，光伏分布式发电绝地突围已经是箭在弦上。

　　30%自发自用电量“魔咒”

　　自国家2009年启动“金太阳”示范工程开始，全国各大城市便兴起屋顶光伏电站建设潮，与遥远西部戈壁滩上的大型地面电站相呼应。亦庄作为北京市首批“金太阳”工程示范区，2009年就规划了20兆瓦的用户侧并网电站装机，实现园区企业耗电量的自发自用。按照当初预计，这些项目实施后可年均发电2272万度。

　　然而，当这些电站相继建成之后，当初的设想与现实却相差甚远。开发区内一家大型光伏设备企业负责人告诉中国证券报记者，他所在的企业申请的1兆瓦电站是2009年国家首批核准的项目之一，也是当时亦庄开发区装机最大的示范工程。2011年项目并网后，按照测算，日自发电量最低可达3600度，至少可满足企业每天80%的耗电量。但自项目实际运行以来，由于受电网限制，日发电量一超过企业用电需求的30%，线路就会自动断掉。

　　“按照当初测算，如果每天能满发3600度电自用，就相当于每天省下2800元的电费，一年下来电费成本可节省100多万元。”该负责人告诉中国证券报记者，光伏设备生产属于高耗能产业，用电成本占据各个企业生产成本的60%左右。这部分成本一旦降低，就等于给目前深陷困境的企业大大减了负。

　　当然，企业自发自用光伏发电也有价格昂贵的困扰，毕竟目前国内光伏发电度电成本都在1元/度以上。但上述负责人告诉中国证券报记者，如果按照目前光伏电站每瓦12元的初始投资核算，年发满1100小时最后折算下来的合理度电成本在1.9元/度左右，国家补贴后，度电成本可降低至0.8元/度，这与目前北京工商业用电价格基本相当，因此企业愿意用。

　　但在电网企业“‘金太阳’工程自发自用电量比重不超过30%”的要求下，上述所有经济上的优势都大打折扣。在这家光伏设备企业隔壁的一家涉足光伏电站安装业务的企业也同样遭遇“30%”魔咒困扰，该企业相关人士对中国证券报记者表示，他所在的企业在2009年申请了三个“金太阳”示范项目，但先期建成的规模相对小的项目运行效果不佳，导致其中最大的3兆瓦项目迟迟不敢动工建设，因为容量越大，在电网约束下，意味着投资回报周期越长。

　　“金太阳”工程自推出以来不断有企业面临“拖延工期，骗取补贴”的质疑，甚至一些项目在今年被财政部取消了示范资格。但了解内情的人士纷纷反映，很多项目不是故意拖延不建，确实是害怕建成后不能满负荷发电，白白让电站躺在屋顶上“晒太阳”。

　　北京交通大学光电子技术研究所教授徐征对中国证券报记者表示，近年来他一直在配合北京市建委做市内“金太阳”示范项目的验收工作，通过实地调研，他发现几乎所有项目在后期运行中均存在问题，其成因除少数在于电站建设质量问题外，更多的则在于后期并网发电上的不畅。“很多项目为避免资源浪费，不得不按照自身年发电量的30%来量身订做电站装机规模，以适应电网的要求。”他说。

　　多余电量上网困境

　　今年以来，光伏全行业发展持续低迷，企业的大面积停产直接导致了用电需求的大幅缩减。对于头顶着一个个“金太阳”的企业来说，30%的自发自用电量瞬间从“不解渴”到“难消化”，这时，为保证项目正常运行，越来越多的企业产生了“多余电量向电网输送”的现实需求。

　　“以自发自用为主，多余电量上网为辅”，本身就是国际上发展分布式发电的客观规律，也能充分发挥分布式发电靠近用电终端便于上网优势，理应是顺利成章的事。

　　但从目前现实来看，“多余电量上网”遭遇的困境甚至比上述“30%魔咒”更甚。一方面，太阳能和风能资源的间歇性及不稳定性给电网留下的“影响电网运行安全”的顾虑始终未彻底消除，电网对光伏发电抱有本能的排斥心理;另一方面，即便考虑吸纳光伏发电，也须按照电网的设计进行技术处理后进行统购统销，多余电量想直接向电网销售似乎不太可能。

　　结合国际经验，业界纷纷倡议以建设智能微电网来实现光伏发电在一定规模的局域网内双向流动。据徐征介绍，微电网平时与大电网并联，通过自备的储能系统，可以在用电高峰时向大电网输电，用电低谷时从大电网购电。更为重要的是，微电网可以从大电网中实现快速切换、隔离，对大电网安全运行无影响，免除电网企业的顾虑。

　　微电网概念的兴起，让人们仿佛看到了有效化解光伏并网难，进而推动国内光伏市场迅速扩容的希望。中冶集团最近就瞅准这一领域的市场机遇着手提前布局，其正自筹数千万元资金准备在总部所在地办公区域建设一个微网示范项目，并意欲通过未来的商业化运作将其打造为未来的一个业绩增长极。尽管目前仍存在一些例如储能等技术因素制约，但市场普遍预计微网产业化后市场规模可望在5年内达到上千亿元规模。

　　与这一端兴奋躁动的情绪相比，微网另一端连接的电网企业则显得谨慎许多。国网能源研究院一位不愿具名的人士对中国证券报记者表示，就中国目前的发展状况而言，微电网只有在那些大电网鞭长莫及的偏远地区具有存在价值，微电网未来的发展空间非常有限，存在的必要性并不太大，产业化更是提不上日程。

　　在中国证券报记者采访过程中，对于微网未来发展，众多人士均提出一个问题：微网到底应该由谁来建?在徐征看来，几家写字楼之间就可组成一个微网系统，其工程量和技术难度相对于大电网建设要小很多，甚至一个小区的电工队就可以完成。

　　但上述国网能源研究院人士则指出，按照当前《电力法》要求，电网企业拥有建设和运营供电网络的唯一许可权，其他任何主体建设微网可能都面临合法性问题。此外，包括微电网接入、规划设计、建设运行和设备制造等环节，都缺乏相应的国家层面的技术标准与管理规范。

　　徐征表示，有关大规模建设微电网系统以化解当前国内光伏产业困局的积极作用，已经在业界形成广泛共识，而且在技术上不存在任何障碍，现在需要打通的关节是政策和电网瓶颈。

　　据中国证券报记者了解，对于解决分布式发电并网问题，国网推行的方案是所有光伏发电量在并网端原地升压至10千伏以上入网计价，再降回380伏按销售价格结算。一位业内专家对此指出，对于习惯了吃上网和销售电价价差的电网来说，这种考虑符合其运营特性。企业每自发自用一度电，带来的是电网售电收入的直接减少。但这“一升一降”过程中无端增加了大量输变电投资，浪费财力物力。“这就如同一个人去邻居家串门儿，却必须先开车上大街，缴纳过路费后再绕回来，显然是不合理的。”他说。

　　绝地突围已箭在弦上

　　事实上，诸如亦庄等国内众多产业园区企业在申请“金太阳”示范工程时，就曾计划集中园区内各企业进行集中连片示范，而绝非现实中各个企业各自为战，自发自用建设一个个“金太阳”孤岛。上述亦庄开发区企业负责人就对中国证券报记者表示，目前他们最大的期盼就是分布式发电相关支持政策“甘霖”的降落。

　　让人们看到希望的是，政策的动向正在朝着积极的方向演变。在不久前召开的可再生能源“十二五”规划实施座谈会上，国家能源局可再生能源与新能源司司长王峻指出，未来太阳能发电发展主要方式是就近接入、当地消纳，特别是要发展分布式太阳能发电。与此前一直秉承风电“大基地”式发展思维相比，政策上首次明确光伏发展的新路径。

　　除此之外，国家能源局组织制定的《分布式发电管理办法(征求意见稿)》和《分布式发电并网管理办法(征求意见稿)》即将于近期正式发布。被业界解读为未来分布式发电纲领性文件的《分布式发电管理办法(征求意见稿)》中明确提出，未来分布式发电将分三类实施：一是自发自用，不向电网反送电力;二是自用为主，余电上网;三是接入公共配电网，电网统购统销，并兼顾各方利益诉求，提出各类项目的适用条件。

　　更值得注意的是，相关部门正在酝酿“金太阳”工程规模扩容，并将示范项目补贴方式由原来的按单位装机补贴改为按度电补贴，并出台具体电价补贴标准，与地面大型电站补贴方式接轨。

　　“当前国内光伏产业发展已经到了决定命运的十字路口，国内光伏市场大规模启动已越来越被寄予厚望。过去的发展经历已证明‘大基地’式发展新能源产业渐渐走入了死胡同，发展分布式发电已到了箭在弦上，不得不发的地步。”徐征说，所幸的是，政策上和产业界都坚定了这一信念，未来值得期待。

　　按照上述中冶集团人士表示，“十二五”2100万太阳能发电装机目标中，包括离网系统在内的分布式光伏发电至少应达1000万千瓦，相对于目前不足50万千瓦的装机容量来说将提升20多倍，这一市场空间的释放将带动起包括光伏设备产业链及微网、储能等各领域的投资热潮。