长达4年的项目跟进，让张涛很疲惫。
　　2009年上半年，张涛所在的某能源公司酝酿进入首批国家金太阳示范工程项目，此后，作为项目的主要负责人之一，张涛开始奔波于项目的各种手续。
　　然而，此后，项目却推进缓慢，由于项目整体还差一道手续，在项目建设完成近两年来，一直不能如期发电产生效益，始终处于“晒太阳”的状态。
　　这道手续，即电网的并网许可。而这，并非个案。“按照实际意义上的并网，就是被电网认可和许可的情况下进入电网系统发电的，不超过10个项目，90%甚至更多的项目都没有实现实际意义上的并网。”一位熟悉金太阳工程运行的业内人士表示。
　　“晒太阳”
　　金太阳示范工程是2009年国家层面专门针对光伏发电规模化发展实施的财政支持政策之一。
　　2009年7月21日，财政部、科技部和国家能源局联合发布《关于实施金太阳示范工程的通知》，决定综合采取财政补助的方式，计划在两到三年内，支持不低于500兆瓦的光伏发电示范项目。“2009年年中提出申请，12月份拿到国家财政部的批复，然后2010年年初，70%的补助资金到账，当年年底项目基本完工，2011年一季度在试运行后正式具备并网条件。”张涛细数每个环节。
　　然而，此后，项目却推进缓慢，由于项目整体还差一道手续，财政拨付剩余30%的补助资金迟迟无法落实。
　　张涛所说的手续，即国家电网的并网许可。“在2009年，国家电网对我们项目有一个原则性同意并网的文件，具有这个文件才能开工建设，在2011年，我们去电力公司申请正式并网，但这个程序走了一年多的时间，目前仍处于报装的阶段，电力公司要求我们提供和填报一些材料，还要去相关单位做一些电力方面的设计。”
　　按要求，整个程序完成之后才能拨付企业剩余的30%补助资金。但这并不是让人最头疼的。让张涛忧心忡忡的是，在项目建设完成近两年来，项目一直不能如期发电产生效益，始终处于“晒太阳”的状态。
　　其实，张涛所在企业遭遇的情况并非个案。本报记者从权威渠道获取的一份资料数据显示，截至2012年上半年，2009年和2010年项目目录中，金太阳工程批复项目主体工程完成并网项目106个，主体工程完成未并网项目44个。
　　由此来看，并网项目占完工项目的71%，并网情况比较乐观。然而，接近该数据统计的相关人士告诉本报记者，这些并网的项目分为两种情况，一种是具有国家电网正式并网许可文件的项目，一种是没有上述文件但企业自行并网的项目，“但是前者的数量极少”。一位熟悉金太阳工程运行情况的业内人士也从侧面印证了上述人士的说法，“按照实际意义上的并网，就是被国家电网认可和许可的情况下进入电网系统发电的，不超过10个项目，90%甚至更多的项目都没有实现实际意义上的并网。”
　　尴尬“金太阳”
　　记者结合4年的项目粗算了下，截至今年6月，金太阳工程共批复了装机容量约为3.233GW的项目。“目前金太阳工程的最大问题是怎样解决电网消纳和并网的经济性问题。”国家发改委能源研究中心研究员王斯成对本报记者表示。
　　王斯成表示，目前金太阳工程出现了并网难的消纳问题，其主要原因在于两点：一个是介入的电网如何参与进来，目前没有合适的模式，所以导致了电网在批复并网上没有积极性；另一个是批复环节和程序较多，而且多个法规和条款存在冲突，很多操作和标准不完善、不规范。
　　王斯成称，当前金太阳工程涉及并网有四大收费，不仅拉长审批的时间和程序，同时影响了项目投资方的经济效益和积极性。一个是电网接入点设计，目前一个接入点的价格是42万元，以1兆瓦的项目为例，接入点需10个以上，仅接入点就是400多万元，而且设计一般都要到电网系统的相关电力设计院进行，才能保证设计的通过可能性。
　　据了解，目前天津、北京等地区电力公司要求光伏电站升压10kV并网，且由项目单位投资建设升压设备。
　　其次是入网检测，目前国网所属的中国电科院，要求在现场进行防孤岛、低电压穿越等测试。对此上述业内人士表示，“防孤岛、低电压穿越等性能取决于逆变器，而逆变器等设备在制造环节，已经经过中国电科院的检测，现场测试完全是重复检测，没有丝毫必要，而且测试收费高昂，测一个并网点就要几十万元”。
　　第三个费用为系统备用金，目前安徽、浙江等地区电力公司将自发自用光伏电站列为后备电源系统收取系统备用费。以浙江2MW项目为例，厂区压器总容量为4万千瓦，项目在并网后，每月则需要交纳系统备用费120万元，一年下来要付费1440万元。“电网的系统备用金是按照火电的标准来执行的，但是火电每年的利用小时数是5000多小时，折合下来是每瓦5~7分钱，而金太阳工程每年的发电利用小时只有1000多小时，折合每瓦在0.25~0.3元之间，企业很难产生效益。”上述业内人士表示。
　　第四个费用是信息监测费。投资方或业主需要购买数据远传监测系统的软件和硬件，一般是向电网相关企业购买。据了解，一个500kW的项目，软件费用在8万多元。
　　然而，这仅仅是前期的“硬件”收费，对于以输配电为主要业务的电力公司而言，如何在输配环节参与和收益是最为关键的，而这也直接影响了金太阳工程并网的进程。“现在电网方面的态度是‘接受申请’，但需要走程序，而且按照程序最快最顺利要两个月，但实际上等待了一年甚至近两年的项目很多，主要原因是电网介入的商业模式还不是很成型。”上述人士表示。
　　据王斯成介绍，现在比较成型的模式有净电量模式、双表计量模式、脱硫电价全额收购模式等。
　　“电网最希望的是脱硫电价全额收购，就是电网以0.3元左右的脱硫电价将项目的发电全部收入电网，但是对于项目投资方而言，本来自己可以以0.9元的工商业用电卖掉，却被电网转手以0.9元的价格卖给自己的用户侧，项目投资创造的利润几乎全部转嫁给了电网。”上述业内人士表示，“而这，也是大多数项目没有申请并网，甚至不并网就自行发电的原因。”
　　据该人士介绍，目前电网对于上述私自“并网”的项目，一般采取两种处理方式，一种是对除企业自用的电量外，私自并网的多余电量不予结算，一种是一旦发现电量逆流，则进行相应处罚。
　　更大的难题
　　在国家能源局最近发布的《可再生能源“十二五”规划》中，提出了太阳能发电的“十二五”装机目标，即到2015年太阳能发电装机容量达到21GW以上，此后又有消息传出，称该目标或将调至40GW。
　　对此，一位接近能源局的人士对本报记者表示，“能源局还在讨论和论证阶段，但可以肯定的是，肯定比21GW要高，其实在规划时已经留了修改的余地，规划定的是21GW‘以上’。”
　　不管是21GW，还是可能修改的40GW，一个不变的事实是，规划中详细地设定了分布式光伏发电总装机容量到2015年达到10GW的目标。
　　而对于致力于分布式发电补贴的金太阳工程而言，若不计光电建筑补贴的容量，未来三年内，将有近7GW的装机空间。
　　“但是，如果不解决并网难的问题，就会出现两种情况，一种是现在大型光伏电站遭遇到的大规模晒太阳现象将附身金太阳项目，一种是没有企业对进入金太阳工程抱有积极性，从而导致目标难以落实。”中国可再生能源学会秘书长孟宪淦对本报记者表示。
　　王斯成也表示，“关键是需要不需要电网提出的这些手续和环节，金太阳工程仅仅是一个个的小分布式电源，上380V的电网即可，为何要升压进入10kV的电网？金太阳工程都是小容量项目，电量主要是自发自用，多余的环节会极大影响项目的经济性。”
　　“根结在于国家层面没有一个能源主管部门来统一指导，除了统筹和协调外，还应制定相应约束性法规和强制性标准，但我们国家的能源主管部门现在的权威性还不够，无法展开相关的程序和责任。”
　　对此，孟宪淦建议修改《电力法》等相关法律法规，保证金太阳工程项目的顺利实施，“目前国家层面已经启动了相关法规的制定和修改，近期《可再生能源电力配额管理办法》、《分布式发电管理办法》和《分布式并网管理办法》都将出台，至少在法规层面将有所约束。”