7月份前后，備受關注的光伏度電補貼政策《關于完善光伏發電價格政策通知》有望出臺，而針對光伏并網的兩份國標《光伏發電站接入電力系統技術規定》和《光伏發電系統接入配電網技術規定》也將出臺。
對于前者，補貼額度相比征求意見稿或將有小幅上浮，四類資源區大型光伏發電標桿上網電價或將統一上調0.05元，為0.8元、0.9元、1元和1.05元，分布式光伏自發自用部分補貼或從0.35元調整為0.45元。
對于后者，光伏并網問題一直是行業的痼疾，兩份國標的出臺將帶來新的變化，它意味著多方一直糾結不下的光伏發電干擾電網運行問題將得到解決；另一方面，光伏逆變器和變頻器等光伏設備行業或將因此面臨一次技術洗牌和淘汰。
“國標”從嚴
對于中國的光伏行業發展，當前最棘手就是并網難和補貼的額度與落實兩大難題。
中電聯數據顯示，2011年中國光伏并網裝機容量為2.12GW，而當年光伏安裝量為2.89GW。這意味著，2011年國內光伏系統并網率為73.4%，即近四分之一項目未能并網。
而分布式光伏的并網情況更為艱難，以金太陽工程為例，截至2012年上半年，2009年和2010年項目目錄中，金太陽工程批復項目主體工程完成并網項目106個，主體工程完成未并網項目44個，并網項目占完工項目的71%，但具有國家電網正式并網許可文件的項目不超過10個，也就是說，90%甚至更多的項目都沒有實現實際意義上的并網。
對此，2012年10月底，國家電網針對并網難問題發布了《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》，表示將對分布式光伏開辟綠色通道。
事實上，除了對用戶端的“服務”外，國家層面還將對并網的“標準”進行升級，《光伏發電站接入電力系統技術規定》和《光伏發電系統接入配電網技術規定》已經報批國家標準委，不出意外，7月份將頒布實施。“兩份標準都將以國標的形式形成約束力。”中國電力科學研究院新能源研究所副總工程師朱凌志表示。
據了解，《光伏發電站接入電力系統技術規定》在2005年曾作為國標使用，后超過使用期限，在2009年進行了修訂，改為《國家電網公司光伏電站接入電網技術規定(試行)，此后，2011年定為國網企業標準。“作為企業標準，就很難有約束力，我們在實際運行檢測中發現很多干擾并網的因素其實來自于光伏設備，很多設備與電網的標準不匹配，甚至一些設備完全無技術規范可言。”朱凌志表示。
與大型光伏電站的并網國標不同，分布式光伏的并網國標是單列的，而這也與風電的并網國標不同，風電統一為一個國標。
對于國標的主要修訂方向和主要指標，朱凌志稱，“對于接入380V電壓等級的小型光伏電站，要求總容量原則上不超過上一級變壓器供電區域內的最大負荷的25%，但沒有對容量約束提出要求；對于大型光伏發電站，主要是加入了短期和超短期功率預測的要求，不僅要求低電壓穿越，還要求零電壓穿越。”
然而，風電國標當初在發布時引起的最大爭議就是低電壓穿越，很多風電企業因此折戟或受影響嚴重。一方面，低電壓穿越測試只有國網電科院(300215,股吧)一家可做，而且收費頗高，另一方面，很多企業一年多都沒排上隊。
這次光伏并網國標，不僅提出了低電壓穿越，還涉及零電壓穿越的測試，是否會重蹈風電覆轍，對此朱凌志解釋稱，“光伏與風電的低電壓穿越測試有所不同，而且光伏設備的適應情況比風電設備要好。”
在朱凌志看來，國標最大的影響不在于此，而在于對光伏設備廠商的洗牌。“國標出來后，受影響最大的是逆變器和變頻器等的設備企業，所有指標都對它們提出了從嚴的標準。”但他同時解釋稱，“其實制訂時有些大型企業提出了更為嚴格的標準，考慮到大多數企業，我們做了適度的調整，但即使這樣，很多企業也將會因此被淘汰，這個行業現在比較亂，也可以通過國標的施行推進健康有序的發展。”
度電補貼上浮
除了并網難問題，補貼問題也是備受關注。
6月14日，國務院常務會議再次將光伏產業作為議題之一進行重點部署，并確定了6大扶持措施，包括重點拓展分布式光伏發電應用；保障配套電網與光伏發電項目同步建設投產，優先安排光伏發電計劃，全額收購所發電量；制定光伏電站分區域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規模，保障對分布式光伏發電按電量補貼的資金及時發放到位；鼓勵金融機構采取措施緩解光伏制造企業融資困難；支持關鍵材料及設備的技術研發和產業化；鼓勵企業兼并重組，抑制產能盲目擴張。
其中，制定光伏電站分區域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規模并確保資金發放到位被認為是最立竿見影的救市方法。
今年3月，國家發改委下發《關于完善光伏發電價格政策通知》的征求意見稿，將光伏發電價格分為大型光伏發電項目和分布式發電項目兩種，針對大型光伏發電項目，提出分四類資源區分別執行0.75元、0.85元、0.95元和1元/度的標桿上網電價，對于分布式發電的電價補貼為0.35元/度。
此后，各方對此價格均表示普遍偏低，要求上浮。據悉，上述電價或將小幅上浮，目前的方案是四類資源區大型光伏電站分別執行0.8元、0.9元、1元和1.05元/度的標桿上網電價，對于分布式發電自發自用部分的電價補貼為0.45元/度。也就是說，大型電站或將普遍上浮0.05元，分布式上浮0.1元。
“相對于0.75元起步的四類電價，0.8元起步的度電補貼額度對于企業來講，盈利應該不存在問題。”前國家發改委能源研究所所長周鳳起表示。“對于分布式光伏，自發自用補貼0.45元應該說挺高，上網電價高的地方，電站設計的好，負荷匹配好，那就可以高盈利。”朱凌志認為，“大型光伏電站，0.8元在青海和西藏，只要并網沒問題，就能收回成本，但問題是鼓勵建設了一大批電站后，是否存在有效的消納市場，當然還有輸送問題，最重要的是對國家的可再生能源發展基金，原本就那么多缺口，再提高電價補貼，這些錢哪里來？”
據了解，作為可再生能源補貼主要來源的可再生能源發展基金2011年欠賬100億元，2012年這一數字達到了200億元。
不過日前有消息稱，可再生能源附加費增收標準有望月末出臺，主要即為提高水電和火電的附件費來補貼光伏和風電等可再生能源，此前2012年1月，可再生能源附加費由原來的每度電4厘提高到8厘，本次上調將從2厘至每度電補貼1分錢。
除了上述存在的隱憂，朱凌志認為還有一個問題更值得思考，“光伏0.8元去除脫硫標桿電價，補貼額度差不多0.4元，但是風電的話，0.61元的上網電價，去除脫硫標桿電價，補個0.2元就足夠了，補1度光伏的電可以補2度的風電，為什么花兩倍的補貼去扶持光伏，畢竟可再生能源發展基金本已捉襟見肘。
對于前者，補貼額度相比征求意見稿或將有小幅上浮，四類資源區大型光伏發電標桿上網電價或將統一上調0.05元，為0.8元、0.9元、1元和1.05元，分布式光伏自發自用部分補貼或從0.35元調整為0.45元。
對于后者，光伏并網問題一直是行業的痼疾，兩份國標的出臺將帶來新的變化，它意味著多方一直糾結不下的光伏發電干擾電網運行問題將得到解決；另一方面，光伏逆變器和變頻器等光伏設備行業或將因此面臨一次技術洗牌和淘汰。
“國標”從嚴
對于中國的光伏行業發展，當前最棘手就是并網難和補貼的額度與落實兩大難題。
中電聯數據顯示，2011年中國光伏并網裝機容量為2.12GW，而當年光伏安裝量為2.89GW。這意味著，2011年國內光伏系統并網率為73.4%，即近四分之一項目未能并網。
而分布式光伏的并網情況更為艱難，以金太陽工程為例，截至2012年上半年，2009年和2010年項目目錄中，金太陽工程批復項目主體工程完成并網項目106個，主體工程完成未并網項目44個，并網項目占完工項目的71%，但具有國家電網正式并網許可文件的項目不超過10個，也就是說，90%甚至更多的項目都沒有實現實際意義上的并網。
對此，2012年10月底，國家電網針對并網難問題發布了《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》，表示將對分布式光伏開辟綠色通道。
事實上，除了對用戶端的“服務”外，國家層面還將對并網的“標準”進行升級，《光伏發電站接入電力系統技術規定》和《光伏發電系統接入配電網技術規定》已經報批國家標準委，不出意外，7月份將頒布實施。“兩份標準都將以國標的形式形成約束力。”中國電力科學研究院新能源研究所副總工程師朱凌志表示。
據了解，《光伏發電站接入電力系統技術規定》在2005年曾作為國標使用，后超過使用期限，在2009年進行了修訂，改為《國家電網公司光伏電站接入電網技術規定(試行)，此后，2011年定為國網企業標準。“作為企業標準，就很難有約束力，我們在實際運行檢測中發現很多干擾并網的因素其實來自于光伏設備，很多設備與電網的標準不匹配，甚至一些設備完全無技術規范可言。”朱凌志表示。
與大型光伏電站的并網國標不同，分布式光伏的并網國標是單列的，而這也與風電的并網國標不同，風電統一為一個國標。
對于國標的主要修訂方向和主要指標，朱凌志稱，“對于接入380V電壓等級的小型光伏電站，要求總容量原則上不超過上一級變壓器供電區域內的最大負荷的25%，但沒有對容量約束提出要求；對于大型光伏發電站，主要是加入了短期和超短期功率預測的要求，不僅要求低電壓穿越，還要求零電壓穿越。”
然而，風電國標當初在發布時引起的最大爭議就是低電壓穿越，很多風電企業因此折戟或受影響嚴重。一方面，低電壓穿越測試只有國網電科院(300215,股吧)一家可做，而且收費頗高，另一方面，很多企業一年多都沒排上隊。
這次光伏并網國標，不僅提出了低電壓穿越，還涉及零電壓穿越的測試，是否會重蹈風電覆轍，對此朱凌志解釋稱，“光伏與風電的低電壓穿越測試有所不同，而且光伏設備的適應情況比風電設備要好。”
在朱凌志看來，國標最大的影響不在于此，而在于對光伏設備廠商的洗牌。“國標出來后，受影響最大的是逆變器和變頻器等的設備企業，所有指標都對它們提出了從嚴的標準。”但他同時解釋稱，“其實制訂時有些大型企業提出了更為嚴格的標準，考慮到大多數企業，我們做了適度的調整，但即使這樣，很多企業也將會因此被淘汰，這個行業現在比較亂，也可以通過國標的施行推進健康有序的發展。”
度電補貼上浮
除了并網難問題，補貼問題也是備受關注。
6月14日，國務院常務會議再次將光伏產業作為議題之一進行重點部署，并確定了6大扶持措施，包括重點拓展分布式光伏發電應用；保障配套電網與光伏發電項目同步建設投產，優先安排光伏發電計劃，全額收購所發電量；制定光伏電站分區域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規模，保障對分布式光伏發電按電量補貼的資金及時發放到位；鼓勵金融機構采取措施緩解光伏制造企業融資困難；支持關鍵材料及設備的技術研發和產業化；鼓勵企業兼并重組，抑制產能盲目擴張。
其中，制定光伏電站分區域上網標桿電價，擴大可再生能源基金規模并確保資金發放到位被認為是最立竿見影的救市方法。
今年3月，國家發改委下發《關于完善光伏發電價格政策通知》的征求意見稿，將光伏發電價格分為大型光伏發電項目和分布式發電項目兩種，針對大型光伏發電項目，提出分四類資源區分別執行0.75元、0.85元、0.95元和1元/度的標桿上網電價，對于分布式發電的電價補貼為0.35元/度。
此后，各方對此價格均表示普遍偏低，要求上浮。據悉，上述電價或將小幅上浮，目前的方案是四類資源區大型光伏電站分別執行0.8元、0.9元、1元和1.05元/度的標桿上網電價，對于分布式發電自發自用部分的電價補貼為0.45元/度。也就是說，大型電站或將普遍上浮0.05元，分布式上浮0.1元。
“相對于0.75元起步的四類電價，0.8元起步的度電補貼額度對于企業來講，盈利應該不存在問題。”前國家發改委能源研究所所長周鳳起表示。“對于分布式光伏，自發自用補貼0.45元應該說挺高，上網電價高的地方，電站設計的好，負荷匹配好，那就可以高盈利。”朱凌志認為，“大型光伏電站，0.8元在青海和西藏，只要并網沒問題，就能收回成本，但問題是鼓勵建設了一大批電站后，是否存在有效的消納市場，當然還有輸送問題，最重要的是對國家的可再生能源發展基金，原本就那么多缺口，再提高電價補貼，這些錢哪里來？”
據了解，作為可再生能源補貼主要來源的可再生能源發展基金2011年欠賬100億元，2012年這一數字達到了200億元。
不過日前有消息稱，可再生能源附加費增收標準有望月末出臺，主要即為提高水電和火電的附件費來補貼光伏和風電等可再生能源，此前2012年1月，可再生能源附加費由原來的每度電4厘提高到8厘，本次上調將從2厘至每度電補貼1分錢。
除了上述存在的隱憂，朱凌志認為還有一個問題更值得思考，“光伏0.8元去除脫硫標桿電價，補貼額度差不多0.4元，但是風電的話，0.61元的上網電價，去除脫硫標桿電價，補個0.2元就足夠了，補1度光伏的電可以補2度的風電，為什么花兩倍的補貼去扶持光伏，畢竟可再生能源發展基金本已捉襟見肘。
