伴隨著西部地區(qū)光伏發(fā)電項目 “大進快上”，陜西、甘肅、青海、寧夏、新疆等西北五省份的“棄光”問題日益凸顯。業(yè)內(nèi)人士稱，造成如今西部地區(qū)大面積“棄光”的原因大致可歸結為用電需求增長放緩、西部地區(qū)消納能力不足、電網(wǎng)發(fā)展滯后這三大主因。這其中，可再生能源消納總量不足尤其備受關注。
據(jù)國家能源局西北監(jiān)管局行業(yè)處發(fā)布的2016上半年光伏發(fā)電統(tǒng)計數(shù)據(jù)，今年上半年，西北五省份共計新增1．787GW的光伏發(fā)電并網(wǎng)量，累計并網(wǎng)量為21．94GW。光伏發(fā)電量為133．8億度，利用小時數(shù)611小時，棄光電量則是32．8億度，整體棄光率仍達19．7％。其中，新疆、甘肅的棄光率分別達到32．4％和32．1％；寧夏棄光率10．9％、青海棄光率3．2％，首度發(fā)生棄光現(xiàn)象的陜西棄光率則為1．7％。
晶科能源副總裁錢晶稱，截止到2015年年底，全國電源總裝機同比增長10．4％，超過用電需求增速9．9個百分點。由于新增的用電市場已無法支撐各類電源的快速增長，導致新能源和火電、核電利用小時數(shù)均出現(xiàn)下降。此外，在市場總量不足的情況下，部分地區(qū)增加大用戶直購火電電量，進一步擠占新能源市場空間。
“電力輸送調(diào)峰能力不足也是一大主因。如果將西部富余電力通過電纜輸送到東南電力消耗量大的地區(qū)，不僅需要耗費巨額的基建投資，由此造成的電力傳輸損耗也大，極大地影響項目的收益水平?！睍x能科技總經(jīng)理楊立友說。
針對可再生能源消納頑疾，國家能源局于今年2月發(fā)布了《關于做好“三北”地區(qū)可再生能源消納工作的通知》，提出要推動可再生能源就近消納，鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)作為市場主體積極參與市場直接交易并逐步擴大交易范圍和規(guī)模，鼓勵超出可再生能源保障性利用小時數(shù)的發(fā)電量參與市場交易。
而新政的出臺意味著西部地區(qū)嚴重的棄光現(xiàn)象有望得到緩解。東方日升(300118,股吧)總裁王洪提出，當前必須減緩在“棄光”嚴重地區(qū)的項目投資建設步伐，同時新能源企業(yè)應積極開拓新的市場，消耗企業(yè)不斷擴大的產(chǎn)能。
蘇美達能源副總經(jīng)理芮春保認為，為了從根本上解決“棄光”難題，可以“電改”為契機，完善清潔能源跨省跨區(qū)消納和交易的價格機制，建立清潔能源靈活電價機制和跨省跨區(qū)價格疏導機制，提高受端地區(qū)接納清潔能源的積極性；同時，完善和推廣調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則，加大考核補償力度，調(diào)動發(fā)電企業(yè)參與調(diào)峰能動性；此外，加快跨區(qū)輸電通道建設力度，同步規(guī)劃清潔能源基地開發(fā)和配套電網(wǎng)工程也是可行的解決措施之一。
在楊立友看來，鼓勵光伏發(fā)電在當?shù)鼐徒{的同時，可適當控制棄光嚴重地區(qū)的地面電站建設配額，并積極鼓勵分布式光伏項目的應用。但與集中式地面電站相比，分布式的潛在市場主要在東南沿海等經(jīng)濟發(fā)達、用電量大的地區(qū)，這些地區(qū)普遍光照條件比較差，分布式系統(tǒng)所產(chǎn)生的電能收益尚無法吸引用戶安裝。
根據(jù)“十三五”太陽能發(fā)展規(guī)劃征求意見稿，到2020年，我國地面電站裝機達到8000萬千瓦，分布式光伏裝機達到7000萬千瓦。按照規(guī)劃，今后我國將重點發(fā)展以大型工業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟開發(fā)區(qū)、公共設施、居民住宅等各類屋頂分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，充分利用具備條件的農(nóng)業(yè)設施、閑置場地等擴大利用規(guī)模，逐步推廣光伏建筑一體化工程。
不過，現(xiàn)有分布式項目應用規(guī)模并不理想。優(yōu)質(zhì)屋頂資源稀缺、分布式建設統(tǒng)一標準尚未確立、項目融資困難、管理風險與后期維護難度較大等一系列原因制約著我國分布式光伏項目的可持續(xù)性發(fā)展。
芮春保建議，政府應進一步加大宣傳引導，鼓勵金融和保險機構積極參與到分布式項目的發(fā)展。同時，系統(tǒng)解決方案服務商要提供有質(zhì)量、有保障的解決方案，從而構建一個具備價值創(chuàng)造、價值分享以及價值保障的商業(yè)模式和機制，在保障項目投資收益的同時，也促使產(chǎn)業(yè)步入健康良性發(fā)展軌道。
錢晶建議，可以通過多方面舉措促進分布式的發(fā)展。首先，我國應盡快落實電力體制改革意見，允許擁有分布式光伏的用戶或投資企業(yè)參與電力交易，支持分布式光伏向同一變電臺區(qū)的符合政策和條件的電力用戶直接售電，擴大自發(fā)自用、就地消納比例。其次，鼓勵第三方投資的分布式光伏項目由電網(wǎng)公司向用戶代收電費，降低合同能源管理風險。再者，可通過建立具備借款資格和貸款能力的融資平臺推動分布式光伏證券化，并探索項目售電收費權和項目資產(chǎn)為質(zhì)押的貸款機制；最后，建立完善的透明信用體系，盡快實現(xiàn)對光伏組件商情況、組件產(chǎn)品質(zhì)量、開發(fā)商資質(zhì)、項目發(fā)電量、地方政策動等信息公開化、透明化，并以此為基準建立完善項目風險評估機制，為分布式項目的融資創(chuàng)造有利的條件。
