／本刊記者 徐暉／

光伏發(fā)電增速明顯多措并舉改善棄光現(xiàn)象

／本刊記者 徐暉／

棄光現(xiàn)象不斷出現(xiàn)以后，市場、政府、企業(yè)都在尋找新的方式方法，讓光伏行業(yè)健康發(fā)展，其中主要就是發(fā)展分布式光伏。除此之外，政府也在不斷地出臺相關政策，為光伏行業(yè)的健康發(fā)展保駕護航。

根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2016年底，我國光伏發(fā)電新增裝機容量3454萬千瓦，累計裝機容量7742萬千瓦，新增和累計裝機容量繼續(xù)領跑全球市場。其中，光伏電站累計裝機容量6710萬千瓦，分布式光伏累計裝機容量1032萬千瓦。全年發(fā)電量662億千瓦時，占我國全年總發(fā)電量的1%。

2017年第一季度，全國光伏發(fā)電保持較快增長，新增裝機達到721萬千瓦，與2016年同期基本持平。截止3月底，累計裝機容量8463萬千瓦，第一季度發(fā)電量214億千瓦時，占比1.48%。對于今年的光伏市場，國家發(fā)改委能源研究所可再生能源中心研究員時麗認為，一季度光伏市場“雙轉移”特征仍然非常明顯。一方面，從西北地區(qū)向東中部和南方轉移，1～3月東中部新增占比89%，安徽、浙江、河南、江蘇、江西、山東六省新增裝機占比66%，西北地區(qū)降至10%（不算陜西，西北四省占比為3%）；另一方面，由地面電站轉向分布式，1～3月分布式新增裝機占比34%，已經(jīng)達到了1/3的比例。

但不容忽視的是，光伏市場仍然面臨著很多突出問題，主要包括發(fā)展空間、限電、電價、補貼、非光伏自身技術（如土地使用及費用）等問題。時麗璟為，光伏消納的最直觀表現(xiàn)就是棄光限電，去年全年限電74億千瓦時，光伏限電分布范圍相對于風電來說更為集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆、甘肅棄光率分別為31%和30%。今年一季度棄光限電23億千瓦時，寧夏、甘肅棄光率大幅下降，分別為10%、19%，比去年同期分別下降約10個和20個百分點；青海、陜西、內(nèi)蒙古三?。▍^(qū)）的棄光率有所增加，分別為9%、11%、8%；新疆（含兵團）棄光率仍高達39%。

“棄光限電既有外因也有內(nèi)因。近一兩年光伏裝機實現(xiàn)了大規(guī)模增長，高于政府部門和研究機構相應的預期，短時間內(nèi)全球沒有任何一個國家出現(xiàn)過，電力系統(tǒng)也沒有遇到。在電價政策不斷調整的前提下，企業(yè)作出了相應的行動，例如‘630’之前盡可能地多裝。這是內(nèi)因要素。外因是指其他的電源以及其他電力系統(tǒng)，在電力增速比較快的情況下大家都可以發(fā)展，在電力增速稍微放緩情況下，可再生能源與常規(guī)能源、電力之間爭搶市場的矛盾變得特殊和明顯。” 時璟麗強調。

棄光現(xiàn)象不斷出現(xiàn)以后，市場、政府、企業(yè)都在尋找新的方式方法，讓光伏行業(yè)健康發(fā)展，其中主要就是發(fā)展分布式光伏。除此之外，政府也在不斷地出臺相關政策，為光伏行業(yè)的健康發(fā)展保駕護航。

2016年2月國家能源局頒布《關于建立可再生能源開發(fā)利用目標引導制度的指導意見》，主要為光伏等可再生能源應用提供持續(xù)的增長空間。在實施層面，主要通過發(fā)布年度的可再生能源電力發(fā)展監(jiān)測評價報告，向全社會公布全國31個省市自治區(qū)每年的可再生能源電量以及非可再生能源電量消納的比例。

2016年3月，國家發(fā)改委頒布文件《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》，5月公布了部分地區(qū)風電、光伏全額保障性收購小時。到2020年限電地區(qū)的太陽能發(fā)電年度利用小時數(shù)全面達到全額保障性收購的要求，緩解和解決風光非技術性限電問題以及電價政策執(zhí)行效力問題，向市場化過渡打基礎。

從目前實施情況來看，2016年除了蒙東、山西和黑龍江外，其他省區(qū)沒有達到全額保障性收購小時數(shù)；但全額保障性收購政策仍發(fā)揮了一定的效用，2017年一季度棄光電量為2016年一季度的77%，光伏消納政策環(huán)境逐步的改善。

強制約束交易的綠色電力證書機制除了有助于解決補貼資金問題從而加速可再生能源實現(xiàn)平價的進程外，還可以成為解決可再生能源未來發(fā)展空間和限電問題的長效機制。2017年1月，我國頒布《試行可再生能源綠色電力證書核發(fā)及自愿認購交易制度的通知》。這不僅能夠解決資金問題，更是可以成為長效的機制來解決可再生能源未來的發(fā)展空間，以及一部分限電問題。只要把電網(wǎng)或者是發(fā)電企業(yè)，或者電網(wǎng)收購光伏可再生能源比例確定為一個合適的比例，基本可以解決非技術性的限電問題，而技術限電問題可通過其他機制協(xié)調解決。

時璟麗指出，目前可再生能源發(fā)電尤其是大型光伏發(fā)電的消納仍是本地消納為主。2016年，跨省外送電，銀東、靈寶、德寶、天中、柴拉、靈紹6條線路以及甘肅送青海、陜西外送風光電量大于160億千瓦時，其中風電為主力。從規(guī)劃要求來看，要綜合考慮太陽能資源、電網(wǎng)接入、消納市場和土地利用條件及成本等；采取本地消納和擴大外送相結合的方式。目前國家能源局已經(jīng)對跨省區(qū)輸電線路尤其是特高壓輸送可再生能源電量和比例情況進行監(jiān)測，因此下一步建議建立和強化考核機制，放開跨省區(qū)聯(lián)絡線計劃。

新一輪電力體制改革要求可再生能源發(fā)電優(yōu)先發(fā)電、上網(wǎng)、收購，同時鼓勵市場化直接交易，與用戶直接交易、調峰輔助服務交易和發(fā)電權交易。但是，具體實施方面存在問題，犧牲了可再生能源發(fā)電的利益。因此要充分挖掘電力系統(tǒng)調峰能力建設。一方面，通過燃煤機組靈活性改造，提升常規(guī)煤電機組和供熱機組運行靈活性，鼓勵通過技術改造提升煤電機組調峰能力；另一方面，推進燃氣機組、燃煤自備電廠參與調峰。還需結合電力體制改革，取消或縮減煤電發(fā)電計劃。

時璟麗建議：建立輔助服務市場，鼓勵光伏發(fā)電等可再生能源機組完善預測預報系統(tǒng)。對達到預測預報要求的電力電量，電網(wǎng)企業(yè)必須全額收購。在存在一定差距情況下，光伏發(fā)電企業(yè)通過輔助服務市場向其他電源企業(yè)購買輔助服務滿足電力調度和系統(tǒng)平衡要求。規(guī)范光伏發(fā)電等可再生能源市場化交易。即現(xiàn)貨交易市場地區(qū)，直接參與競爭；沒有現(xiàn)貨交易市場地區(qū)，超出最低保障收購年利用小時數(shù)的通過市場交易方式消納。電能替代（清潔能源供暖）可以成為解決問題的重要途徑。但是，障礙一是光伏發(fā)電成本仍偏高，二是需要以規(guī)范執(zhí)行政策為前提。

2017年3月，國家能源局新能源司發(fā)布《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》。如果實施該政策，將有助于擴大分布式光伏發(fā)電市場應用規(guī)模和范圍。參與分布式光伏發(fā)電市場化交易的無自身電力消費的單體項目裝機容量不超過2萬千瓦，接網(wǎng)電壓等級原則上不超過35千伏，無35千伏地區(qū)可接入110千伏或60千伏。分布式發(fā)電總裝機占變電臺區(qū)年平均負荷不超過80%?；谛碌臋C制，滿足條件的分布式光伏發(fā)電可以實現(xiàn)參與電力市場交易，實現(xiàn)轉供電。5月底完成試點方案批復，7月啟動市場化交易。這必將對推進分布式光伏發(fā)電市場化有重要意義。