李昂：德国光伏发电再创纪录的启示
德国的案例已经充分说明，城市对于太阳能光伏发电的利用仍旧有着巨大的潜力，而且，光伏发电用户侧就地并网消纳并不存在技术瓶颈。反观我们国内，截至2011年，光伏的累积装机3.3GW，只有德国的一成半左右；这些累积装机中，75%是西部荒漠电站；用户端的分布式利用只占到四分之一，而且基本上都没能并网。如果说光伏发电的国内市场已经被启动，那么城市中的分布式利用还是个尚未被深入开发的领域。
受地理环境的限制，德国并没有像中国西北那样幅员辽阔的荒漠地区，客观条件使得他们对于屋顶电站的开发颇有心得。德国从1990年开始对于屋顶光伏提供资金支持，“千户光伏屋顶计划”应运而生。同年12月颁布了《上网电价法》，对光伏发电进行电价补贴。到1995年“千户光伏屋顶计划”完成时，德国的光伏装机已经从0增长到18MW（兆瓦）。第一波刺激政策的成功，让之后的“十万户屋顶计划”也取得了成效，加之2000年颁布的《可再生能源法》，从法律层面确保了电力公司对可再生能源的收购以及以较高价格收购，德国的光伏以及其他可再生能源发展都渐渐步入了正轨，这或许是他们能够信心满满地淘汰核电的原因之一。
对中国光伏发展比较熟悉的人也许能看出，在发展光伏发电方面中国遵循了德国模式。实施的“光电建筑”以及“金太阳示范工程”都属于用户侧并网的分布式发电，并且也对初始建设资金进行50%~70%的补贴，2006年颁布《可再生能源法》也规定了电网的全额收购。2011年又建立了光伏发电的标杆电价，保证了开发商的长期利润。但为什么中国的用户侧并网发电没有像德国那样蓬勃发展呢？第一，“金太阳”以及“光电建筑”的对于项目规模的要求是个门槛。财政部要求用户侧项目装机量不小于2MW，对于一般建筑，这样的装机对于屋顶面积绝对是个挑战；第二，中国的标杆电价还是一刀切的形式。既没有因为不同资源区而划分差别电价，也没有因为项目规模大小不同而采取不同的价格，这使得小规模项目的经济性受到了严重的威胁；第三，也是最为重要的一点，即便有《可再生能源法》要求电网要全额购买可再生能源发电，但在实施过程中却举步维艰。
要解决好这一系列问题，首先要在法律法规上实现突破，欧洲和美国都有分布式发电的立法，电力公司必须充分允许分布式发电的接入；其次是技术和利益平衡的问题。不得不说的是，在分布式可再生能源发展的过程中，确实应该考虑到这种供电模式给电网带来的问题，如电能计量、管理模式和经济利益等，但电网也应该对可再生能源发展表示出诚意，不要让并网成为分布式能源利用的最大瓶颈。
中国的东部地区与德国的光照资源十分相似，年日照时常数都在1500小时左右，而且作为能源的主要负荷区，分布式的光伏发电十分适合在这些地区发展，但由于上述的一些原因，这些地区都不被认为是发电的理想选择。由此，当地一方面承受着较高的电价，一方面又因为拉闸限电不能保证用电安全，而且作为经济发达地区，大部分东部省份的节能减排目标也比内陆省份高得多。如果有支持政策能够促进东部地区分布式能源的发展，将会收获多赢的结果。
在能源安全、气候变化以及其他环境污染的大背景下，发展可再生能源已经成为全球必须面对的一项能源选项。也许在短时间内，可再生能源还不足以撼动传统能源在结构中的地位，但其取之不穷用之不竭的特性，在以后的发展中具有无法比拟的优势。对于可再生能源的利用，从某种程度上来说，决定了一个国家在未来的核心竞争力。德国的案例只是个开始，中国不应该在这个绿色竞赛中落在后边。
