光電建筑標準將出 成本、并網難題待破

“目前，中國建筑金屬結構協會光電建筑應用委員會正牽頭組織國內50多家涉及技術、構件、材料等環節的企事業單位和專家編制《光電建筑導則》，這一《導則》將明確規定光電建筑的有關概念以及設計、施工等方法。”日前，在安徽寧國舉行的“首屆太陽能建筑材料與構件一體化技術與標準論壇”上，中國建材檢驗認證集團光伏實驗室副主任肖鵬軍向本報記者透露，《導則》將對光電建筑一體化市場有序發展產生重要作用。

當前，中國光伏產業正處內外交困之際，為了“救市”，國家有關部門最近頻頻出招，意在啟動國內光伏市場，而分布式光伏應用市場成為其中的重點。

據了解，各地已于10月15日前將“分布式光伏發電示范區實施方案”上報至國家能源主管部門，其中光電建筑一體化更成為各地關注的焦點，光電建筑一體化市場受這一波政策利好影響有趨熱的跡象。

但時至今日，國內業界對于到底什么是光電建筑一體化這一基本概念似乎也未完全搞清楚，未有統一詳細的權威注解。基本概念都沒有權威厘清，無疑從一個側面折射出這個新興產業的稚嫩。

論壇期間，很多業內人士亦向本報記者表示，受制于成本、并網、標準等問題，該領域市場尚處起步階段。

光電建筑標準將出

所謂無規矩不成方圓，目前國內光電建筑一體化市場似乎在規矩即標準制定實施方面確實有所欠缺，并成為該市場有序擴容過程中一道繞不開的檻兒。

“現在光電建筑一體化市場還處于發展初期，面臨的問題還很多，但最大的問題在于標準。”湖南共創光伏科技有限公司CEO文建華在論壇上向本報記者如是說。

持有類似的觀點的人士不在少數，而論壇主辦方似乎也意識到了這一點，將論壇主題之一聚焦在了標準上。

“涉及光電建筑一體化的國家、行業以及地方層面的相關標準申請的比較多，有些也已落地，但具體規定卻空泛膚淺，其指導性并不強。” 中國興業太陽能技術控股有限公司總工程師羅多對本報記者表示。

據羅多介紹，目前，相關組件標準已經基本完善；建筑用光伏通用標準業已出臺；有關BIPV測試手段及性能指標規定并不完善；“系統標準也有，但內容淺了一點”；《民用建筑太陽能光伏系統應用技術規范》也于2010年問世，但內容更多涉及屋頂電站，對BIPV沒有太多參考價值，當前有關單位正準備重新擬定。

除此之外，包括福建、浙江、廣東在內的省市區也紛紛制定了本地的光電建筑一體化有關標準。綜合來看，無論是國家還是行業抑或是地方標準，其內容要求并不苛刻，主要作用在于教人如何做光電建筑，絕大多數屬于引導性標準，標準之間確有交叉，且比較散亂，相當一部分標準雖然向國家有關部門遞交了審批申請，但實際批準實施的并不多。

造成上述問題的原因眾多。除了要走各種繁冗的審批程序，耗時較多之外，也與現有技術和參編企業水平以及資金投入不足密切相關。

“畢竟有些標準在制定過程中，必須做大量實驗，才能確定一個指標，而這需要大量資金，但資金來源很成問題。”羅多稱。

正是標準制定實施的“滯后”使得整個產業在發展初期就陷入了混沌和散亂。不過，在肖鵬軍看來，這似乎極為正常：“作為一個新興產業，標準滯后也在情理之中。標準往往都是隨著產業的發展而逐漸完善起來的。”

也許是為了應時之需，目前有關單位正在制定《光電建筑導則》，其主要內容豐富，似乎要給光電建筑一體化市場畫出一條清晰的界線。

據肖鵬軍介紹，《導則》首先明確了光電建筑一體化“建材型”、“構件型”等基本定義。

“雖然以前也發了不少文，提到了有關概念，但從專業角度講不夠準確清晰，我現在都搞不清楚。”肖如是說。

此外，《導則》還規定了設計條件和方法、施工條件和方法、工程檢測驗收方法等。目前《導則》制定正處于工作組內部討論階段，完成后最終將上報至住房和城鄉建設部審批。

成本居高市場仍處示范階段

“光電建筑一體化市場還比較有限，目前技術基本成熟，關鍵是建設成本高，投資回收周期較長。”安徽天柱綠色能源科技有限公司總經理盧育發如是說。

羅多表示，BAPV通常可以進行投資分析，一般來說，系統造價為10元/瓦，而BIPV則很難進行合算，但成本肯定很高。一般投建BIPV，絕大多數業主單位并非為了獲取經濟效益而是出于美觀或者是廣告效應，比如作為標志性示范工程，當作某地的招牌，實際市場規模很小，這自然與成本居高不下有關。其所用組件和支架要比普通屋頂電站分別貴3倍和2倍，而其他BOS（組件和系統平衡件）成本大致相當或略高，但要使用大量的小型逆變器，其價格要遠大于大型逆變器。

羅多舉例指出，目前在廣東境內，1瓦裝機的市場報價約為10元，一年發電約1.2千瓦時，若執行1元/千瓦時的標桿上網電價，要收回成本約需7至8年時間。但實際上只有五大發電集團等大型國有發電企業才能享受到標桿上網電價這一待遇，一些民營企業是無法涉足和企及的。

盡管晶硅電池及組件價格不斷走低，并有財政部和住建部聯合發布的《關于組織實施2012年度太陽能光電建筑應用示范的通知》以及“金太陽示范工程”補貼支持，在一定程度上降低了建設成本，但很多項目還要購置儲能裝置，這意味著需增加投入。

南京華伯儀器科技有限公司董事兼首席執行官李伯平提供的數據顯示，就普通獨立光伏電站儲能方式而言，鉛酸電池、鋰離子電池、鈉硫電池、超級電容的投資凈成本（萬元/KW120h）分別為9.6、43.2、22.1、480。

如果說上述投入只是所謂顯性成本的話，那么有些則是隱性成本。

中國可再生能源學會副理事長孟憲淦之前接受本報記者采訪時也曾明確表示，光電建筑一體化在城市的應用市場并不大，因為項目要牽涉到與城市建設規劃、建筑標準協調以及對建筑物進行重新設計改造等問題，又會產生額外的費用，而這些成本往往在臺面上是無法看到且明確計算的。

從發電量來看，就廣州這樣的低緯度地區而言，光電建筑外立面發電量小，度電成本高。即便是在緯度相對較高的北京，亞運村某屋頂發電項目1千瓦裝機一天發電量也不到3千瓦時，發電成本約為2至3元。

微電網難破并網之惑

“我們在全國做了100多個分布式光伏發電項目，只有二三個項目實現并網。”羅多稱。其實這并非個案，“金太陽工程”相當一部分項目都未并網，作為分布式光伏發電應用的重要形式，即光電建筑一體化項目自然不能幸免于并網難。

自發自用、多余上網本是分布式光伏發電項目運營的基本原則，但在國內由于電力體制以及利益博弈等問題，電網一直將分布式發電項目產生的電力視為“垃圾電”，認為其將增加電網建設和運營成本，威脅電網安全，因此對其接納的積極性并不高，并網難以及限電等現象頻頻出現。

其實，現有很多項目即便并網也大都屬于用戶側并網。但羅多指出，這又會出現新的問題，即當負載消耗不了，就會出現電能逆流，其會沖擊大的公共電網，為此會設置防逆流裝置，一旦發生逆流，該裝置就會自動切斷，這就會使得30%到50%不等的光伏發電量白白浪費。

為了破解分布式發電項目的電力消納等問題，業界逐漸把希望寄托在了微電網身上，但同樣受制于標準、技術、成本、政策等問題，微電網的前路似乎也并不明朗，現有項目境遇不一。

羅多稱，興業太陽能在珠海東澳、萬山兩座孤島投建并運營了智能微電網系統，其中東澳“風光柴蓄智能微電網”已經安全運行兩年多，完全離網，自發自用，島上居民購電價格由過去純粹靠柴油發電時的2.5元/千瓦時（含政府補貼），降到了現在的1.6元/千瓦時（不含政府補貼）。

除了上述兩個“完全離網型”項目，興業太陽能還在其湖南產業園以及天津生態城建設了微電網系統，羅多稱，在建設過程中卻受到了電網的多重限制，“電網只允許在獨棟建筑物建立自發自用的微電網系統，不允許把規模做大，也就是兩棟或多棟建筑物之間不能建立輸配系統。”

光電建筑一體化等分布式光伏發電項目所面臨的并網難或將破局。孟憲淦較早前向本報記者透露一份題為《國家電網關于大力支持光伏發電并網工作的意見》已上報國家層面，其核心在于有效簡化分布式發電并網流程，縮短并網時間，降低并網難度。這顯然是極大的利好消息，但能否有效落實仍待觀察。