分布式光伏规划与成本收益揭密
中国储能网讯：在业内2014年被称为分布式光伏电站建设的元年。2013年，国务院及相关管理部门在7月15日到11月19日两个月内先后出台了：《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》、 《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知 》、《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》《关于支持分布式光伏发电金融服务的意见》、《关于光伏发电增值税政策的通知》《光伏制造行业规范条件》等14个重要文件，涉及产业定位、布局、定价、税收、规划、分布式及投融资等事关产业发展环境的重要要素，在极短的时间内构筑了一个完整的产业政策、管理体系。
同时在各地不断冒出的第一个分布式光伏电站或并网或拿到政府的电费收益的消息屡见于各大报纸媒体。同时通过上一期笔者关于陕西第一个分布式光伏电站项目的备案、电网接入等的纪实，我们似乎已经看到分布式光伏电站已经渐行渐近。
那么分布式光伏电站投资成本究竟是多少?国家对各地区光伏电站建设容量分配及背后深藏的真正意图如何?各地区补贴政策如何?结合国家及地方度电补贴或者前置资金政策分布式光伏电站收益如何?项目业主及光伏电站投资运营商针对分布式光伏电站收入如何缴税?笔者将试从以上几个方面展开分析。
【分布式光伏电站成本分析】
按照2013年年底西安地区某300kWp屋顶分布式光伏电站建设直接成本来分析，300kWp的项目总花费为220万多元(该费用实际成本费用，不含EPC单位项目建设利润)，其中组件占到58.49%，逆变器占到总成本的12.2%，支架占到总成本的7.73%。项目总造价每瓦成本约合7.3元。考虑系统集成公司利润，对于常规屋顶电站项目市场报价按照8元每瓦较为合理。项目各项费用支出及比例详见上表及下图所示。
总的来说，伴随着组件效率的不断提高，逆变器及组件价格的持续降低趋势，我们认为在未来三年系统总造价仍有下降空间。
按照最新的光伏电站规划来看，国家在十二五期间规划完成35GW的光伏电站，2014年全年完成14.05GWp。其中分布式光伏电站为8GWp，大型地面电站为6.05GWp。具体分配数据如下：
(1)光伏电站建设趋势正从大型地面电站逐渐向分布式光伏电站过渡。目前分布式光伏电站的建设规划总量已经超过大型地面电站的建设规划，对于中小型的光伏下游企业如新奥光伏、珠海兴业等已经开始将分布式光伏电站投资、建设作为公司接下来主抓的业务领域。对于像保利协鑫、顺风光电、振发新能源等公司，2014年及2015年将仍然以大型地面电站的开发、投资、建设及运营为主，预计从2016年也将逐渐转型分布式光伏电站建设。
(2)大型地面电站主要集中在西北地区。分布式光伏电站建设规划主要集中在东南沿海地区。按照下图所做分析，我们将大型地面电站规划容量最多的十个省及分布式光伏电站规划容量最多的十个省分别予以标记如下。不难得出如上结论。国家在制定规划规程中，充分考虑了土地资源、屋顶资源、电费等多个因素。笔者认为分布式光伏电站的规划在容量分配上也应适当考虑西北地区。如西安地区的分布式光伏电站规划容量截止2015年仅为100MWp，实际上西安作为西北地区的窗口，考虑城市屋顶面积、光照资源、人口及电费等因素，容量也应适度放大至300-400MWp。在笔者对西安市高新区长达半年的调研中获悉，具备实施分布式光伏电站的容量就超过100MWp。上面表格为2013年西安市高新区用电前20位的企业单位。可见一斑。
【各地区分布式光伏电站补贴分析】
从2013年下半年国家发布0.42元度电补贴之后，各地区为了进一步刺激分布式光伏电站建设积极性，在国家度电补贴的基础上，又先后发布了省级度电补贴、市级度电补贴或者前置资金补贴。笔者将截止日全国各地区分布式光伏项目补贴汇总如下：
截止日全国各地区分布式光伏项目补贴一览表
0.42元/千瓦时(国家财政补贴)&0.1元/千瓦时(省追加补贴)=0.52元/千瓦时
日，浙江省政府出台的《关于进一步加快光伏应用促进产业健康发展的实施意见》明确，光伏发电项目所发电量，实行按照电量补贴的政策，补贴标准在国家规定的0.42元/千瓦时基础上，省再补贴0.1元/千瓦时。浙江省最终拿到的补贴是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&0.1元/千瓦时(省补贴)=0.52元/千瓦时&X(各市财政补贴)。
浙江温州：
0.42元/千瓦时(国家补贴)&0.1元/千瓦时(省追加补贴)&0.1元/千瓦时(市补贴)=0.62元/千瓦时
0.42元/千瓦时(国家补贴)& 0.1元/千瓦时(省追加补贴)&0.2元/千瓦时(市补贴)=0.72元/千瓦时
0.42元/千瓦时(国家补贴)& 0.1元/千瓦时(省追加补贴)&0.3元/千瓦时(市补贴)=0.82元/千瓦时
温州出台《关于扶持分布式光伏发电的若干意见》指出，在温注册的光伏企业或新建光伏发电项目，根据项目建成后的实际发电效果，除按政策享受国家补贴0.42元/千瓦时、省有关补贴0.1元/千瓦时外，按其年发电量给予项目主营企业每度电0.1至0.2元的补贴。温州企业最终拿到的补贴分别是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&0.1元/千瓦时(省补贴)&0.1元/千瓦时(市补贴)=0.62元/千瓦时或0.42元/千瓦时(国家补贴)& 0.1元/千瓦时(省补贴)&0.2元/千瓦时(市补贴)=0.72元/千瓦时。
居民家庭如果想自建光伏发电系统。市发改委介绍，项目建成并网后从发电之日起，市里将给每度电0.3元/千瓦时的补贴。温州居民最终拿到的补贴是：0.42元/千瓦时(国家补贴)& 0.1元/千瓦时(省补贴)&0.3元/千瓦时(市补贴)=0.82元/千瓦时。
浙江桐乡：
建成前两年:0.42元/千瓦时(国家补贴)&1.5元/千瓦时(初装)&0.1元/千瓦时(省追加补贴)&0.3元/千瓦时(市财政补贴)=2.32元/千瓦时。第三年至第五年：0.42元/千瓦时(国家补贴)&1.5元/千瓦时(初装)&0.1元/千瓦时(省追加补贴)&0.2元/千瓦时(市补贴)=2.22元/千瓦时。
日，桐乡出台的《关于鼓励光伏发电示范项目建设的政策意见(试行)》给予的补贴除了国家补贴0.42元/千瓦时，还提出对装机容量0.1兆瓦以上的示范工程项目实行“一奖双补”。首先给予投资奖励，即对实施项目按装机容量给予每瓦1.5元/千瓦时的一次性奖励;其次是发电补助，政府对光伏发电实行电价补贴，建成投产前两年按0.3元/千瓦时标准给予补贴;第三至第五年给予0.2元/千瓦时标准补贴。
桐乡市前两年最终能拿到的补贴是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&1.5元/千瓦时(初装)&0.1元/千瓦时(省补贴)&0.3元/千瓦时(地方补贴)=2.32元/千瓦时;后两三年最终拿到的补贴是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&1.5元/千瓦时(初装)&0.1元/千瓦时(省补贴)&0.2元/千瓦时(地方补贴)=2.22元/千瓦时。
浙江嘉兴：
2.8元/千瓦时、2.75元/千瓦时、2.7元/千瓦时。
与温州和桐乡的补贴相比，日，嘉兴的补贴金额2.8元/千瓦时当时在业界引起轰动，除了国家补贴0.42元/千瓦时以及省补贴0.1元/千瓦时外，其他补贴金额不详，但只补贴三年，逐年下降5分钱/千瓦时，即年的度电补贴分别为2.8元/千瓦时、2.75元/千瓦时、2.7元/千瓦时。
安徽合肥：
0.42元/千瓦时(国家补贴)&2元/千瓦时(初装补贴)&0.25元/千瓦时(市补贴)=2.67元/千瓦时
安徽省合肥市给予企业的补贴与嘉兴2015年补贴相近。7月24日，合肥市出台了《光伏发电项目建设及政策资金兑现导则》，对光伏应用和产业发展专项资金的兑现流程做了进一步细化。合肥规定居民自家建光伏发电项目，项目投入使用并经验收合格后，按装机容量一次性给予2元/千瓦时补贴，另外按照发电量给予每度电0.25元/千瓦时的补贴。安徽省合肥市最终拿到补贴金额是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&2元/千瓦时(初装)&0.25元/千瓦时(市补贴)=2.67元/千瓦时。
0.42元/千瓦时(国家补贴)&4元/千瓦时(一期工程)=4.42元/千瓦时。
0.42元/千瓦时(国家补贴)&3元/千瓦时(二期工程)=3.42元/千瓦时。
江西省将实施屋顶光伏发电示范工程，13年6月20日起接受居民报名，江西省万家屋顶光伏发电示范工程的补贴方式与上述地区的不同，除了与国家补贴0.42元/千瓦时相同外，省专项资金补助，一期工程补助4元/峰瓦，二期工程暂定补助3元/峰瓦。5月29日，江西省发展改革委关于印发《江西省万家屋顶光伏发电示范工程实施方案(试行)》的通知指出，万家屋顶光伏发电示范工程将在江西省范围内只选择1万户有条件的民居屋顶，并按照每户最大不超过5千瓦、平均3千瓦的装机水平建设户用光伏发电示范工程。其中，一期工程选择户，力争三年之内建成1万户。
被列入万家屋顶光伏发电示范工程的项目才能拿到这么高额的补贴，一期工程最终拿到的补贴金额是：0.42元/千瓦时(国家补贴)&4元/峰瓦(一期工程)=4.42元/峰瓦;二期工程最终拿到的补贴金额暂定：0.42元/千瓦时(国家补贴)&3元/峰瓦(二期工程)=3.42元/峰瓦(备注：1峰瓦=1千瓦每平方米的日照强度下电池所能产生的最大功率，功率单位用瓦特，瓦特的单位是千瓦时)。
那么急于以上补贴政策，分布式光伏电站收益究竟如何，我们做如下分析。
【结合国家及地方补贴政策分布式光伏电站收益分析】
笔者就马上要实施的陕西西瑞粮食储备库有限公司2MWp屋顶分布式光伏电站做一分析。
按照咸阳市近十年天气数据，并结合咸阳市目前已安装屋顶光伏电站发电数据，2MWp屋顶光伏电站每年发电量约为213万度电。细化到每月发电量如下图所示。
西瑞粮食储备库公司白天电费平均为0.9339元/度，2MWp光伏电站发电全部自发自用，2MWp屋顶光伏电站按照25年寿命计算，总衰减低于15%，25年发电量共计4960万度电。
项目投资按照8元每瓦核算，2MWp项目初期投资约为1600万元，考虑到关键设备在电站寿命期内维修成本，电站运营管理人员等费用。项目寿命期内总投资按照1900万元。
若只考虑国家度电补贴及税收，每度电收益即为1.3539元，平均每年电费收益为288.38万元，6.6年可收回投资。
若增加省级补贴每度电0.1元，则每度电收益为1.4539元，平均每年电费收益为309.68万元，6.1年可收回投资.
若再增加市级补贴每度电0.1元，则每度电收益为1.5539元，平均每年电费收益为330.98万元，5.8年可收回投资。
对于像浙江桐乡以及安徽合肥等地区提供的1.5-2元的前置资金来说，可是系统实际造价直接降低至6.5元-7元每瓦，那么在这些地区实施分布式光伏电站，其投资回收期可控制在5年以内。极大地刺激了当地分布式光伏电站建设的热情，该地区浙大桑尼太阳能科技有限公司值得我们予以关注。
这种模式在电网接入、补贴兑现及时的情况下，确实可以极大的刺激电站投资商的积极性。目前浙江地区的分布式光伏电站风风火火，就是得益于地方政府的大力支持。
在这方面西北地区的响应就相应滞后一些，如陕西地区到目前还处在政策调研阶段。在一定程度上影响了分布式光伏电站的建设进程。应该多向东南沿海地区效仿及学习。
对于分布式光伏电站业主及电站投资运营商在考虑电站投资收益的前提下，也有必要了解光伏电站如何缴税。我们试做分析如下。
【分布式光伏电站收入如何缴税】
对于企业自身投资的分布式光伏电站。采用自发自用余量上网的模式，屋顶光伏发电系统设备以及所产生的电力所有权都归属企业自身。电力是有形动产，将多余的电力并网销售给电站，要缴纳增值税。增值税一般纳税人适用增值税率17%。小规模纳税人则按3%征收率纳税。
同时，光伏发电有税收优惠。根据《财政部、国家税务总局关于光伏发电增值税政策的通知》(财税〔2013〕66号)，规定“自日至日，对纳税人销售自产的利用太阳能生产的电力产品，实行增值税即征即退50%的政策。”
光伏发电系统需要购进相应设备，增值税一般纳税人购进货物可以抵扣进项税额。此外，光伏发电的一个缺陷是受天气影响比较大，天气条件恶劣时则需要从电站购电，购电可以抵扣进项税额。如果企业光伏电力富余时并网输给电站，不足时从电站输入电力，输入与输出相抵，以差额结算电费，实际上就是以物易物，应该双方都作销售处理，分别抵扣进项，分别计缴增值税。
居民社区自发自用余量上网，通常情况是开发商在建房时就把屋顶或外墙安装好光伏发电设备，然后移交给物业公司运营。电力归属权属于物业公司。物业公司主要涉及税种是营业税，归地税机关管辖;而销售电力要缴纳增值税，归国税机关管辖。因此物业公司还要到国税机关办理税务登记，并对销售电力的收入单位核算。如果居民社区规模不大，其屋顶面积不多，光伏发电的电力必将有限，当月销售电力收入小于2万元时，则根据《财政部、国家税务总局关于暂免征收部分小微企业增值税和营业税的通知》(财税〔2013〕52号)规定，可以免缴增值税。
同时，《财政部、国家税务总局关于财政性资金、行政事业性收费、政府性基金有关企业所得税政策问题的通知》(财税〔号)规定，在缴纳企业所得税时，增值税免税额、即征即退额都要计入应纳税所得额。
个人家庭自发自用余量上网，多余电力销售额基本达不到增值税起征点2万元的标准，所以免缴增值税。
光伏电站投资运营商租用企业、居民社区的屋顶，屋顶光伏发电系统设备以及产生的电力所有权都归属光伏电站投资运营商。
屋顶楼面不属于不动产，出租屋顶楼面,出租方要缴纳营业税，但不缴纳房产税。营业税适用税率5%。如果出租方是工商企业，主体税种是增值税，而营业税归地税机关管辖，那么工商企业出租屋顶也要到地税机关办理税务登记，并对出租屋顶收入单独核算。
有些屋顶出租方不收取租金，而是以获得优惠电价或一定数量的免费电力作为回报。这种情况要分解成正常租赁和正常售电两个业务。国税机关将依照增值税暂行条例实施细则第十六条规定，按同期光伏电价调整光伏电站的销售额;地税机关将依照营业税暂行条例实施细则第二十条规定，按同期同类屋顶出租行情核定其营业额。营业额即租金收入，作为征收营业税的计税依据。
光伏电站通常都超过年销售收入50万元的标准，须认定增值税一般纳税人。适用增值税税率17%。
电站建设属于公共基础设施项目，根据企业所得税法第二十七条第(二)项和企业所得税法实施条例第八十七条规定，从事国家重点扶持的公共基础设施项目，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，可享受企业所得税“三免三减半”优惠。《公共基础设施项目企业所得税优惠目录(2008年版)》(财税〔号)中列入了“太阳能发电新建项目”，但前提条件为“由政府投资主管部门核准”。因此，光伏电站要先经核准然后才能享受优惠。而目前光伏电站只要完成备案即可享受优惠。
同时，《财政部关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》(财建〔号)和《国家发展改革委关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》(发改价格〔号)规定，分布式光伏发电项目经过备案，建成投产且完成并网验收后，将获得财政补贴，补贴标准为每千瓦时0.42元，获得的补贴应当计入当期应纳税所得额。
总的来说，目前分布式光伏电站推进起来不尽理想，但是伴随着政策的逐渐落地，其投资价值将不断的明晰起来。
那么分布式光伏电站如何融资，商业模型如何设计，笔者将在下期文章中做详细的剖析。
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微信公众账号：嘉兴分布式光伏并网攻略大起底
―――浙江嘉兴分布式光伏发电调查系列报道之三
中国电力报 中电新闻网记者 赵冉 刘红
　　分布式光伏所产生电能虽然是清洁绿色能源，但对电网来说，却是不稳定、没保障的“垃圾电”。如何将“垃圾电”吃进肚子，而不吃坏肚子，浙江嘉兴供电公司在努力探求，记者将一探究竟。
　　从无到有摸索经验
　　“说到并网，真要夸一夸嘉兴供电公司。服务真是太周到了！”嘉兴光伏行业协会副秘书长徐韶真诚地对记者说。之前，她曾经协助过浙江昱辉阳光能源有限公司、浙江晶科能源有限公司进行光伏验收和并网工作，因此对光伏项目并网服务深有体会。
　　据她介绍，最早在2009年时，昱辉阳光和晶科能源虽然建有屋顶光伏系统，但都是自发自用，并网但不上网。并网不上网就不会引起光伏电流反送，对电网的影响不大。但是2012年，国家第二批金太阳工程批准了嘉兴一些光伏项目，其中包括昱辉阳光30兆瓦嘉善经济开发区金太阳示范工程项目，浙江光伏上网才真正大规模正式开始。
　　“当时，国内分布式光伏并网没有经验可供借鉴，嘉兴供电公司对分布式光伏并网的概念也很模糊，对并网会涉及什么问题，带来什么后果心中也没底。嘉善经济开发区金太阳示范工程项目建设之初，嘉兴供电公司周建其副总工程师就带领公司技术人员来到项目现场，面对面与建设单位技术人员深入交流，他带队就来了好几趟，真是煞费苦心。就这样一边摸索，一边工作，直到今天有了这么多成功经验。”徐韶说。
　　电网企业起初对分布式光伏并网心里没底，光伏项目业主就更不知道它是何物了。
　　浙江优太新能源有限公司嘉兴分公司总经理何以平告诉记者，供电公司刚开始向光伏项目业主提出，并网要达到什么样的标准，必须具备什么样的条件时，许多业主也不理解，甚至以为是供电公司故意刁难。后来大家不断地沟通、磨合，供电公司利用周末现场办公，委派专职客户经理一步步指导，免费设计接入方案，现在一个个项目做下来之后，业主的认识也提高了。
　　虽然工作开始时存在重重困难，但嘉兴供电公司从一开始就认真落实国家电网对分布式光伏发电并网“欢迎、支持、服务”的原则，以积极的姿态配合市政府推出优质服务举措，积极开展光伏发电并网和能源消纳的专题技术研究，研究探索并网的后续工作，大力推进分布式光伏发电并网，为地方政府当好助手。
　　公司成立了一把手为组长的分布式电源并网适应性研究领导小组，下设规划设计组、技术管理工作组、并网服务及营销政策研究组，分别由发展、运检、营销部门牵头，加强分布式电源并网适应性研究。公司专门制定了《嘉兴电力局分布式光伏发电并网服务管理办法》，组织人员开展知识培训，全面宣贯光伏发电技术标准和接入配网要点；开辟“绿色通道”，为光伏企业客户提供更高效的电力服务；编制 《分布式光伏发电项目并网服务手册》等，为不同类型客户定制并网服务程序、典型方案。
　　日，天通科技园前来申请光伏发电并网，计划安排装机容量750千瓦，意向并网电压等级为0.4千伏，申请选择接入用户内部电网，所发电量全部自用。6月19日，嘉兴供电公司立即组织现场查勘。在这过程中，嘉兴电力局为该企业提供了全程绿色通道服务，派客户经理专责跟踪服务，在办理相关手续时，精简业务流程，加快办理速度。天通科技园的相关负责人贾泓超对并网服务赞不绝口：“有任何困难跟他们说就能解决，电力部门办事，就是放心。”从无到有的经验探索和努力不仅赢得了光伏项目业主的点赞，也得到了政府的认可。嘉兴供电公司对光伏技术高新产业园建设非常支持，实行主动上门服务，
　　帮助客户协调解决报装、负荷控制等问题，同时，还为产业园客户提供个性化、差异化的服务，由客户经理作为全程代表协调各种服务资源，直接调动企业力量，为客户提供更直接有效的高品质服务。“有了电力部门的支持，我们能更加踏实地发展。”秀洲区副区长章澜表示。
　　享受哪些优惠政策？
　　有这么多人为嘉兴分布式光伏并网工作点赞，那么，嘉兴供电公司究竟为客服提供了哪些特殊服务？光伏并网又能享受哪些优惠政策呢？“免费的分布式光伏发电接入服务，包括为业主提供系统接入方案制定、电能计量装置安装、并网验收和调试等全过程服务，不收取任何费用；对分布式光伏发电项目免收系统备用容量费；接入公用电网的接入工程和接入引起的电网改造工程由电网公司承担。”在嘉兴进行分布式光伏并网已可享受到上述免费服务。
　　“举个形象的例子，仅接入方案就要做几十页，往往还会遇到业主临时改项目容量、对接入方式提要求，整个接入方案就要推倒重来，又是几十页，全部都是免费的，真的让项目业主很感动。”徐韶解释说。
　　不止有免费午餐可吃，还可享受“一条龙”服务。
　　“一口对外”是嘉兴供电公司构建的并网服务体系。公司遵循“内转外不转”的原则，以客户服务中心为对外服务窗口，整合内部服务资源，建立多专业部门协同运作的并网服务新体系，在全市供电营业厅设置专席窗口，为分布式电网并网提供快速、便捷的绿色通道。专职客户经理“一口对外”，为分布式光伏项目做好政策指导、技术咨询、业务受理、并网调试等一条龙服务。
　　日，浙江省首家分布式光伏发电并网一条龙服务中心在嘉兴海宁揭牌。而后逐步在全市推广。目前，嘉兴全市的12家电力营业受理点均能接受光伏业务的咨询、申请等。业主在并网前只需要向地市或县级电网的客服中心提出并网申请、确认客服中心给出的接入系统方案、提出并网验收和调试申请，其余都由电力部门内部协调。
　　此外，嘉兴供电公司还承诺：支持分布式光伏发电分散接入低压配电网，并按照国家政策全额收购富余电量。同时，实现了为居民光伏并网业主代开发票。
　　居民光伏卖电开发票可没那么简单。
　　试想一下，在居民光伏上网项目中，居民是卖电方，按照常识，应由卖电方出具增值税发票，但居民只是自然人，不具有出具发票的资格。居民光伏发电余电上网“有电无票”一直是困扰居民分布式光伏发电项目电量结算的难题。
　　6月7日，国家税务总局发布《国家税务总局关于国家电网公司购买分布式光伏发电项目电力产品发票开具等有关问题的公告》，明确自日起，国家电网公司购买分布式光伏发电项目电力产品，由其自己而不是发电户开具普通发票。
　　在获得这一文件精神后，嘉兴供电公司积极与地方财务部门沟通协商，与其签订了《委托代征协议书》，由嘉兴公司每月直接代税务部门开具居民分布式光伏结算发票。在2013年11月全省率先实现居民项目的上网电量规范结算后，又在全省首家实现居民光伏发票电力公司代开业务。
　　7月8日，嘉兴供电公司将一张面额为496.41元的居民光伏用电增值税普通发票交到了家住香缇世家小区的居民麻建美的手中。这是嘉兴供电公司开出的浙江省首张居民光伏普通发票。截至7月23日，嘉兴供电公司已结算光伏上网电费332.47万元，发放居民发电量补贴3505.12元。
　　“国网嘉兴供电公司按照国家电网公司、浙江省电力公司关于做好分布式光伏并网服务的工作要求，支持地方光伏产业发展，创新并网服务方式，加快配套电网规划建设，超前开展技术研究，率先建成区域分布式电源调控运营平台，积极做好　& 国家补助发放及上网电费结算，全力支持分布式电源并网发电。”嘉兴供电公司副总经理王文华一席话提纲挈领。
　　并网延期因为什么？
　　“并网手续复杂吗？好不好办理？”当记者在嘉兴采访投资或建设者关于分布式光伏并网的那些事时，得到的全是对电力公司的称赞。他们表示，只要规定的相关资料齐全，工程符合并网要求，并网没有任何障碍。那么，在记者翻阅的7月25日至8月1日并网周报中，为何还有项目没有按时并网呢？这要从分布式光伏并网说起。
　　记者了解到，目前嘉兴分布式光伏并网流程包括：并网受理申请、现场勘查、制定接入系统方案、出具和答复接入电网意见函、接入工程设计文件审查、计量装置安装、签订发用电合同、并网验收调试、并网运行共计9个环节，虽然听起来有点复杂，但由于专职客户经理的一条龙服务，并不用业主操太多心。
　　电网公司对分布式光伏并网服务时限也有明确的要求。接到客户申请后，10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的项目，给业主回复确认的时间是，单点并网项目20个工作日，多点并网项目30个工作日。对35千伏电源等级接入，或者10千伏电压等级接入且单个并网点、总装机容量超过6兆瓦的分布式光伏发电项目，确认时间是60个工作日内。在这20至60个工作日内，供电公司需要制定详细的接入方案，并得到客户确认。
　　并网验收及并网调试申请的受理时限要求则是：10个工作日内完成相关计量装置的安装，之后在10个工作日完成并网调试。
　　虽然嘉兴供电公司对并网有一套严格的内部流程和规定，但是，并网不是供电企业一家能够完成的，它与业主的情况有着紧密的联系。
　　在7月份未按计划投产的项目中，记者看到原因有两类：一是业主未提交并网验收申请，二是并网验收不通过。
　　浙江晶科能源有限公司是坐落在嘉兴海宁市的一家老牌的光伏产品生产企业，在嘉兴市投资建设了多个屋顶光伏项目。公司原本应于7月下旬投产的“海宁市晶科分布式屋顶20兆瓦光伏项目 （晶科三期）”就因为该公司未提交竣工报验而没有如期并网。而浙江鸿禧光伏科技有限公司投资建设的平湖华城都服饰有限公司的450千瓦项目，是因为验收时缺少双向计量表而未按期并网。
　　“光伏发电是新事物，企业都没有经验，刚开始都以为自己把系统安装好了，直接交给供电公司并网就行了，后来才慢慢知道，并网涉及一套复杂的程序和技术要求，对业主方也有一些设备和技术的要求，因而需要不断地学习，和电网企业沟通。”徐韶说。
　　意识到这一点的嘉兴供电公司，密切跟踪全市各光伏项目规划情况，建议业主在开始铺设第一块光伏组件时就提出并网申请，以便从项目初期就介入，为项目顺利实现并网留下足够的时间。
　　并网扫掉了哪些雷？
　　“由于分布式光伏发电存在发电量小、分布广、可调节性差等特点，接入电网后对电网的规划设计、调控运行将产生一定的影响，对电网来说是一个新的课题。
　　比如分布式光伏的发电效率最高是80%，最低仅10%，是非常不稳定的电源，电网企业，既要防止电网检修时，分布式光伏对电网倒送电，也要防止分布式光伏检修时，电网对它倒送电。”嘉兴供电公司副总经理王坚敏介绍说。
　　在分布式光伏发电并网过程中，需要进行许多技术处理，特别是在运行和检修方面的安全技术，否则，一旦触及这些雷，将给电网安全造成巨大的影响。
　　为了在保证电网安全稳定运行的前提下，最大可能地消纳光伏发电量，嘉兴供电公司超前评估各种类型光伏发电并网对电网的影响，对光伏发电并网后的嘉兴电网特性进行深入分析，保证电网安全稳定运行。公司开展光伏园区接入配电网的仿真计算，进行区域配电网光伏接纳能力评估，超前规划未来5年高、中、低压电网。同时，为建设适应高渗透性分布式光伏接入的区域智能电网，在2013年度综合计划中增补落实保护改造、动态无功补偿、通信网络等配套项目建设，增加投资700余万元，实现光伏无障碍接入。
　　在技术研究的基础上，嘉兴供电公司细化标准规范管理，印发了并网服务管理办法等实施细则，细化通信接入、继电保护及自动化等相关技术要求。发布接入系统典型方案和居民光伏典型设计，实现光伏项目接入系统方案设计和评审规范、高效、便捷。同时，研发应用了分布式光伏并网一体化装置，将保护、测控、通信、电能质量监测等功能整合为一体，有效节省投资、便利运维、灵活适用。据测算，装置应用可为单个光伏电站建设节约至少5万元设备成本。
　　针对王坚敏副总经理前面提到的倒送电问题，目前已经运行的反孤岛装置就很好的解决了这一问题。
　　嘉兴供电公司主动承担国家电网公司首例专用低压断路器和反孤岛装置挂网试用工作，并顺利通过中国电机工程学会技术鉴定。在电网检修时，一旦分布式光伏形成孤岛，孤岛装置会自动把分布式光伏系统切掉，消除安全隐患。反过来，在分布式光伏系统检修的时候，电网既可以保证用户的正常供电，又不影响检修安全。这项技术为配电网运维检修以及分布式光伏安全运行管理提供可靠技术保障。
　　嘉兴供电公司正在研究的协调群控技术则是大比例消纳光伏发电量的“神器”。
　　王坚敏举例说，嘉兴光伏高新技术产业园里面基本上都是研发单位，生产企业很少，本身的用电量很低，光伏项目所发电量基本上都是要上网的，所以，我们对它的定位是“高密度、高渗透性。”按照规划，2015年建成后，园区分布式光伏发电项目总容量6.1万千瓦，而我们预测园区那时的用电负荷约是27万千瓦。按照80%的发电效率计算，光伏发电负荷将近5万千瓦，也就是这个区域内光伏发电负荷约占总负荷的将近20%，对电网的冲击就会非常大。这就需要用到协调群控技术。
　　“协调群控技术，就是对整个6.1万千瓦负荷统筹控制技术，分布式光伏的接入点非常多，一个个点去控制，效率非常低，协调群控技术就可以有效地解决这一问题。”王坚敏介绍说，这项技术今年年底就可以完成，但是如果要应用，还要有个前提，即发电侧必须有配套技术，逆变器必须是可调的。
　　据记者了解，由于之前我国光伏并网门槛比较低，目前投用的逆变器都是不可调的。逆变器可调的意思是，假设一个光伏项目的出力是3兆瓦，通过逆变器调节，可以变成2兆瓦或1兆瓦的出力。这项技术目前国内已经具备，但由于会增加投资，没有业主愿意主动安装。
　　除了攻克并网技术之外，嘉兴供电公司还构建了分布式光伏发电的运营监控体系。嘉兴供电公司建设的全国首个区域分布式电源智能管控及运营平台，具备分布式光伏发电项目的远程数据采集、运行状态监控、对外信息发布、政策资料查询服务、区域配电网分布式电源经济调度与协调控制等功能，实现了区域分布式电源协同运行控制和能量优化。
　　据介绍，目前，嘉兴大约有50%的分布式光伏发电项目已接入这个平台。“平台对内服务于调度、运检、营销等部门，涵盖业务部门对分布式电源的业务要求；对外服务于政府和社会，提供信息展示、信息定制、综合评价服务，实现了分布式光伏管理由分散式到集中式，由被动式到主动式的升级。”嘉兴供电公司调控中心金利祥对记者说。
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