長達4年的項目跟進，讓張濤很疲憊。
　　2009年上半年，張濤所在的某能源公司醞釀進入首批國家金太陽示范工程項目，此后，作為項目的主要負責人之一，張濤開始奔波于項目的各種手續。
　　然而，此后，項目卻推進緩慢，由于項目整體還差一道手續，在項目建設完成近兩年來，一直不能如期發電產生效益，始終處于“曬太陽”的狀態。
　　這道手續，即電網的并網許可。而這，并非個案。“按照實際意義上的并網，就是被電網認可和許可的情況下進入電網系統發電的，不超過10個項目，90%甚至更多的項目都沒有實現實際意義上的并網。”一位熟悉金太陽工程運行的業內人士表示。
　　“曬太陽”
　　金太陽示范工程是2009年國家層面專門針對光伏發電規模化發展實施的財政支持政策之一。
　　2009年7月21日，財政部、科技部和國家能源局聯合發布《關于實施金太陽示范工程的通知》，決定綜合采取財政補助的方式，計劃在兩到三年內，支持不低于500兆瓦的光伏發電示范項目。“2009年年中提出申請，12月份拿到國家財政部的批復，然后2010年年初，70%的補助資金到賬，當年年底項目基本完工，2011年一季度在試運行后正式具備并網條件。”張濤細數每個環節。
　　然而，此后，項目卻推進緩慢，由于項目整體還差一道手續，財政撥付剩余30%的補助資金遲遲無法落實。
　　張濤所說的手續，即國家電網的并網許可。“在2009年，國家電網對我們項目有一個原則性同意并網的文件，具有這個文件才能開工建設，在2011年，我們去電力公司申請正式并網，但這個程序走了一年多的時間，目前仍處于報裝的階段，電力公司要求我們提供和填報一些材料，還要去相關單位做一些電力方面的設計。”
　　按要求，整個程序完成之后才能撥付企業剩余的30%補助資金。但這并不是讓人最頭疼的。讓張濤憂心忡忡的是，在項目建設完成近兩年來，項目一直不能如期發電產生效益，始終處于“曬太陽”的狀態。
　　其實，張濤所在企業遭遇的情況并非個案。本報記者從權威渠道獲取的一份資料數據顯示，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。
　　由此來看，并網項目占完工項目的71%，并網情況比較樂觀。然而，接近該數據統計的相關人士告訴本報記者，這些并網的項目分為兩種情況，一種是具有國家電網正式并網許可文件的項目，一種是沒有上述文件但企業自行并網的項目，“但是前者的數量極少”。一位熟悉金太陽工程運行情況的業內人士也從側面印證了上述人士的說法，“按照實際意義上的并網，就是被國家電網認可和許可的情況下進入電網系統發電的，不超過10個項目，90%甚至更多的項目都沒有實現實際意義上的并網。”
　　尷尬“金太陽”
　　記者結合4年的項目粗算了下，截至今年6月，金太陽工程共批復了裝機容量約為3.233GW的項目。“目前金太陽工程的最大問題是怎樣解決電網消納和并網的經濟性問題。”國家發改委能源研究中心研究員王斯成對本報記者表示。
　　王斯成表示，目前金太陽工程出現了并網難的消納問題，其主要原因在于兩點：一個是介入的電網如何參與進來，目前沒有合適的模式，所以導致了電網在批復并網上沒有積極性;另一個是批復環節和程序較多，而且多個法規和條款存在沖突，很多操作和標準不完善、不規范。
　　王斯成稱，當前金太陽工程涉及并網有四大收費，不僅拉長審批的時間和程序，同時影響了項目投資方的經濟效益和積極性。一個是電網接入點設計，目前一個接入點的價格是42萬元，以1兆瓦的項目為例，接入點需10個以上，僅接入點就是400多萬元，而且設計一般都要到電網系統的相關電力設計院進行，才能保證設計的通過可能性。
　　據了解，目前天津、北京等地區電力公司要求光伏電站升壓10kV并網，且由項目單位投資建設升壓設備。
　　其次是入網檢測，目前國網所屬的中國電科院，要求在現場進行防孤島、低電壓穿越等測試。對此上述業內人士表示，“防孤島、低電壓穿越等性能取決于逆變器，而逆變器等設備在制造環節，已經經過中國電科院的檢測，現場測試完全是重復檢測，沒有絲毫必要，而且測試收費高昂，測一個并網點就要幾十萬元”。
　　第三個費用為系統備用金，目前安徽、浙江等地區電力公司將自發自用光伏電站列為后備電源系統收取系統備用費。以浙江2MW項目為例，廠區壓器總容量為4萬千瓦，項目在并網后，每月則需要交納系統備用費120萬元，一年下來要付費1440萬元。“電網的系統備用金是按照火電的標準來執行的，但是火電每年的利用小時數是5000多小時，折合下來是每瓦5~7分錢，而金太陽工程每年的發電利用小時只有1000多小時，折合每瓦在0.25~0.3元之間，企業很難產生效益。”上述業內人士表示。
　　第四個費用是信息監測費。投資方或業主需要購買數據遠傳監測系統的軟件和硬件，一般是向電網相關企業購買。據了解，一個500kW的項目，軟件費用在8萬多元。
　　然而，這僅僅是前期的“硬件”收費，對于以輸配電為主要業務的電力公司而言，如何在輸配環節參與和收益是最為關鍵的，而這也直接影響了金太陽工程并網的進程。“現在電網方面的態度是”接受申請“，但需要走程序，而且按照程序最快最順利要兩個月，但實際上等待了一年甚至近兩年的項目很多，主要原因是電網介入的商業模式還不是很成型。”上述人士表示。
　　據王斯成介紹，現在比較成型的模式有凈電量模式、雙表計量模式、脫硫電價全額收購模式等。
　　“電網最希望的是脫硫電價全額收購，就是電網以0.3元左右的脫硫電價將項目的發電全部收入電網，但是對于項目投資方而言，本來自己可以以0.9元的工商業用電賣掉，卻被電網轉手以0.9元的價格賣給自己的用戶側，項目投資創造的利潤幾乎全部轉嫁給了電網。”上述業內人士表示，“而這，也是大多數項目沒有申請并網，甚至不并網就自行發電的原因。”
　　據該人士介紹，目前電網對于上述私自“并網”的項目，一般采取兩種處理方式，一種是對除企業自用的電量外，私自并網的多余電量不予結算，一種是一旦發現電量逆流，則進行相應處罰。
　　更大的難題
　　在國家能源局最近發布的《可再生能源“十二五”規劃》中，提出了太陽能發電的“十二五”裝機目標，即到2015年太陽能發電裝機容量達到21GW以上，此后又有消息傳出，稱該目標或將調至40GW。
　　對此，一位接近能源局的人士對本報記者表示，“能源局還在討論和論證階段，但可以肯定的是，肯定比21GW要高，其實在規劃時已經留了修改的余地，規劃定的是21GW以上。”
　　不管是21GW，還是可能修改的40GW，一個不變的事實是，規劃中詳細地設定了分布式光伏發電總裝機容量到2015年達到10GW的目標。
　　而對于致力于分布式發電補貼的金太陽工程而言，若不計光電建筑補貼的容量，未來三年內，將有近7GW的裝機空間。
　　“但是，如果不解決并網難的問題，就會出現兩種情況，一種是現在大型光伏電站遭遇到的大規模曬太陽現象將附身金太陽項目，一種是沒有企業對進入金太陽工程抱有積極性，從而導致目標難以落實。”中國可再生能源學會秘書長孟憲淦對本報記者表示。
　　王斯成也表示，“關鍵是需要不需要電網提出的這些手續和環節，金太陽工程僅僅是一個個的小分布式電源，上380V的電網即可，為何要升壓進入10kV的電網?金太陽工程都是小容量項目，電量主要是自發自用，多余的環節會極大影響項目的經濟性。”
　　“根結在于國家層面沒有一個能源主管部門來統一指導，除了統籌和協調外，還應制定相應約束性法規和強制性標準，但我們國家的能源主管部門現在的權威性還不夠，無法展開相關的程序和責任。”
　　對此，孟憲淦建議修改《電力法》等相關法律法規，保證金太陽工程項目的順利實施，“目前國家層面已經啟動了相關法規的制定和修改，近期《可再生能源電力配額管理辦法》、《分布式發電管理辦法》和《分布式并網管理辦法》都將出臺，至少在法規層面將有所約束。”