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  • 2019年光伏電站布局需要新思維

    太陽能發電網 太陽能 2019-02-27 17:20:52
         

    提到地面光伏電站,大部分人首先想到的是格爾木、德令哈、敦煌、吳忠、哈密、陜北等電站集中區。而說到分布式,則可能首先想到的是浙江的杭州和嘉興、江蘇蘇州和安徽合肥等地。


    如果對各省光伏電站布局稍作梳理,則很容易就會發現,大部分光伏電站基本上都集中在那幾個熱門地區,地面電站如此,分布式亦然。


    顯然,對于電站投資企業而言,這種在一些區域集中布局的做法,不僅能節省投資可行性研究和與地方相關部門溝通所需時間從而降低投資成本,同時也還因規模集中而大大降低后期運維管理方面的支出。


    不過,隨著各地光伏項目的扎堆建設,這種項目布局思路卻可能要在項目后期運行期間面對一個更加充滿變數的大麻煩,那就是消納問題。


    在近日國家能源局發布的2017年光伏電站專項監管報告中,預警已經出現。


    該報告顯示,部分省份裝機規模整體過剩或短期增長過快,用電負荷增長相對緩慢,省內消納光伏電量空間不足,加之輸電通道外送能力有限、調峰能力缺乏、光伏發電項目地域分布相對集中等原因,造成了當地光伏發電等新能源的消納矛盾比較突出。


    經過近幾年的快速發展,國內光伏電站布局的拓荒期已經過去,在未來的項目布局方面,光伏電站投資者們可能需要認真做做功課了,而不是一味“靠運氣”或期望監管部門能解決一切。


    特別是進入2019年,隨著無補貼項目的規模化和集中化發展,許多此前消納問題不明顯的地區,很可能也會開始出現消納緊張局面,這無疑對電站投資商提出了新的挑戰。


    扎堆成趨勢 消納風險隱現


    數據顯示,陜北地區光伏發電總裝機容量約占全省(區)光伏裝機容量的84.66%。類似的情況也出現在青海,目前海南、海西州的光伏裝機規模占青海全省的比例高達94.20%。


    對于許多人認為未來空間巨大的中東部市場,似乎也已經開始出現一些不太樂觀的情況。


    來自浙江的數據顯示,該省2017年的累計光伏裝機為814萬千瓦。其中,嘉興的規模為190萬千瓦,寧波121千瓦,湖州則為118千瓦,杭州約為80萬千瓦,上述幾個地區的合計裝機規模占比為全省規模的60%。


    分布式項目集中的情況也比較突出,比如杭州的企業屋頂光伏項目,就主要集中在余杭區、蕭山區、桐廬縣、大江東產業集聚區等區域。


    除了項目扎堆帶來的消納需求集中外,這類企業屋頂項目尤其是產業園區項目可能還會面臨另外一個風險:由于大部分產業園區入駐企業主要以同一產業或上下游配套企業為主,這意味著,如果該產業的市場形勢發生變化,則可能出現“一損俱損”的風險。


    低壓側并網的發展趨勢,可能會進一步放大這種項目扎堆帶來的電力消納風險。


    從實際情況來看,與風電大多以110千伏甚至是更高電壓側并網的情況不同,中東部地區的光伏發電項目基本上都是35千伏以下的低壓側并網,分布式項目并網電壓可能更低。


    也就是說,這些項目發出的電力只能在本地消納。當本地用電量不足時,只能通過“限電”或者對其他電源“限發”來解決消納問題,而后者由于涉及到調峰和電力調度等較復雜的操作和利益協調等問題,并不那么容易采用。


    在前述國家能源局的監管報告中,久已經出現了這種情況。


    比如在安徽的六安、淮宿地區,為了消納光伏發電電力,皖北500 千伏洛河-孔店雙線和淮宿外送斷面,在特定時期就出現了重載或超載運行的問題,造成部分煤機深度調峰期間也面臨脫硝裝置退出運行的風險。


    在陜西,由于陜西地方電網轄區內光伏發電項目快速發展,受當地用電負荷限制,部分光伏發電量需要上一級電網消納。而由于國網陜西省電力公司消納能力有限、地方電網送陜西省電力公司電價不明確等原因,陜西省電力公司不予結算地方電網倒送電量,造成了地方電網轄區內光伏棄光率較高,個別光伏電站棄光率達34%。


    光伏項目過于集中所帶來的最直接后果,無疑就是“棄光”。數據顯示,陜北地區和青海海南、海西州的棄光率約為14.80%和10.12%。


    很顯然,隨著光伏電站存量市場規模越滾越大,“低頭不看路”的光伏電站投資布局方式已經成為了過去式,更具長遠的項目布局,既要考慮到是否有限電風險進而侵蝕收益率的問題,也要考慮后期土地等成本的可能變化對項目整體收益的影響。


    “同業”競爭 擠出效應顯現


    盡管許多人不愿意承認,但隨著裝機規模的進一步發展,風電、光伏之間,將在一定程度上出現競爭。或者說,這在一些層面上已經成為事實。


    比如年度新增規模的確定,兩者之間就已經是此多彼少的關系,誰的規模大必然要占用更多的可用補貼資金,同時在消納方面也會對對方帶來影響。


    與此同時,即便在光伏電站內部不同項目類型之間,同樣也存在著一定程度的相互競爭關系。比如地面電站、分布式、光伏扶貧等,就有優先排序的問題。


    目前來看,雖然光伏扶貧有自身單獨的規模指標,但在電價補貼以及電力消納方面卻仍會對其他類型光伏項目帶來擠出效應,尤其是在或明或暗的政策傾斜下。


    在國家能源局近日發布的《2017年度全國光伏發電專項監管報告》(以下簡稱“監管報告”)中,這種情況已經有所體現。


    比如,在普通光伏項目的并網配套工程方面,就存在著光伏發電項目建設速度較快、電網企業建設配套送出工程進度相對滯后的現象。而對光伏扶貧項目則優先保障資金需求,利用協議庫存和配網應急物資儲備提高響應速度,為其提供優先保障和綠色通道。


    數據顯示,截至2017 年底,國網、南網和內蒙古電力共建設光伏扶貧項目配套送出工程2.62 萬項(含分布式光伏項目),投資金額約20 億元。


    來自光伏扶貧規模全國第一的山西的信息也顯示,截至2018年11月底,該省“十三五”第一批村級光伏扶貧電站2859座、102.94萬千瓦已基本實現如期并網,承擔項目并網任務最重的國網山西省電力公司為此累計投入專項資金10億元,完成了供區內2233座村級光伏扶貧電站電網配套接入工程,結算電費4.14億元,發放補貼1.47億元。


    粗略統計,截止目前,全國包括光伏扶貧電站專項規模以及年度規模內用于光伏電站的累計規模約為1535萬千瓦,如果全部并網,將占自2015年以來新增并網光伏電站的10.52%、新增并網分布式電站的29.9%。


    從這一比例中不難發現,光伏扶貧電站對其他項目類型尤其是分布式項目的影響,已經非常明顯。


    這種行業內部由于項目類型不同所獲支持力度存在差別而導致彼此之間出現的負面擠出效應,可能是時候需要引起各方的足夠重視了。


    特別是隨著無補貼項目的規模化和集中化發展,消納問題可能會進一步嚴峻,許多此前消納問題不明顯的地區也很可能也會開始出現消納緊張局面。


    無論是對于行業管理者還是投資商,這都是一個不得不重視的問題。


    對于管理者而言,破解這一難題的最好方法無非是“借力打力”,趁機做大行業蛋糕,尤其是在補貼資金的籌措和電力消納的市場化方面。


    既然補貼拖欠的原因在于資金來源不足,那解決問題的主要著力點還在于增加補貼資金來源方面,如果將光伏與扶貧、經濟轉型等經濟民生問題掛鉤,無疑可以為解決這一問題開拓出更大的空間和高度。


    換言之,在解決光伏發電的補貼資金來源方面,不再局限于可再生能源電力附加,而是借勢解決扶貧、經濟轉型等民生問題,通過財政投入等多渠道籌措資金,以為可再生能源的持續發展提供更大的支撐。同時,借分布式能源的市場化發展之機,推動能源體制轉型等問題的解決。


    而對于光伏電站投資企業來說,除了從更長遠角度“精選”項目布局區域和進一步“精算”投資收益外,更重要的是要在投資思維上“轉型”。比如,要站在一個能源供應商的角度去思考用戶需求,要與綜合能源服務等用戶需求深入結合等。


    一個略顯奇怪的現象是,雖然在行業屬性上光伏屬于電力行業,但許多光伏電站投資者或從業者似乎都并不愿意從電力的角度去考慮項目投資決策,特別是對涉及投資收益率至關重要的用電量等問題并不真正關心,而理想化地認為這是監管部門或者電網的責任。


    這顯然不是一種對自身利益負責任的態度,特別是在宏觀經濟面臨較大下行壓力的當下。


    (編輯:牛文靜  審校:張艷)
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