光伏发电增速明显多措并举改善弃光现象

／本刊记者 徐晖／

光伏发电增速明显多措并举改善弃光现象

／本刊记者 徐晖／

弃光现象不断出现以后，市场、政府、企业都在寻找新的方式方法，让光伏行业健康发展，其中主要就是发展分布式光伏。除此之外，政府也在不断地出台相关政策，为光伏行业的健康发展保驾护航。

根据国家能源局数据显示，截至2016年底，我国光伏发电新增装机容量3454万千瓦，累计装机容量7742万千瓦，新增和累计装机容量继续领跑全球市场。其中，光伏电站累计装机容量6710万千瓦，分布式光伏累计装机容量1032万千瓦。全年发电量662亿千瓦时，占我国全年总发电量的1%。

2017年第一季度，全国光伏发电保持较快增长，新增装机达到721万千瓦，与2016年同期基本持平。截止3月底，累计装机容量8463万千瓦，第一季度发电量214亿千瓦时，占比1.48%。对于今年的光伏市场，国家发改委能源研究所可再生能源中心研究员时丽认为，一季度光伏市场“双转移”特征仍然非常明显。一方面，从西北地区向东中部和南方转移，1～3月东中部新增占比89%，安徽、浙江、河南、江苏、江西、山东六省新增装机占比66%，西北地区降至10%（不算陕西，西北四省占比为3%）；另一方面，由地面电站转向分布式，1～3月分布式新增装机占比34%，已经达到了1/3的比例。

但不容忽视的是，光伏市场仍然面临着很多突出问题，主要包括发展空间、限电、电价、补贴、非光伏自身技术（如土地使用及费用）等问题。时丽璟为，光伏消纳的最直观表现就是弃光限电，去年全年限电74亿千瓦时，光伏限电分布范围相对于风电来说更为集中，主要在西北五省和蒙西，其中新疆、甘肃弃光率分别为31%和30%。今年一季度弃光限电23亿千瓦时，宁夏、甘肃弃光率大幅下降，分别为10%、19%，比去年同期分别下降约10个和20个百分点；青海、陕西、内蒙古三省（区）的弃光率有所增加，分别为9%、11%、8%；新疆（含兵团）弃光率仍高达39%。

“弃光限电既有外因也有内因。近一两年光伏装机实现了大规模增长，高于政府部门和研究机构相应的预期，短时间内全球没有任何一个国家出现过，电力系统也没有遇到。在电价政策不断调整的前提下，企业作出了相应的行动，例如‘630’之前尽可能地多装。这是内因要素。外因是指其他的电源以及其他电力系统，在电力增速比较快的情况下大家都可以发展，在电力增速稍微放缓情况下，可再生能源与常规能源、电力之间争抢市场的矛盾变得特殊和明显。” 时璟丽强调。

弃光现象不断出现以后，市场、政府、企业都在寻找新的方式方法，让光伏行业健康发展，其中主要就是发展分布式光伏。除此之外，政府也在不断地出台相关政策，为光伏行业的健康发展保驾护航。

2016年2月国家能源局颁布《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》，主要为光伏等可再生能源应用提供持续的增长空间。在实施层面，主要通过发布年度的可再生能源电力发展监测评价报告，向全社会公布全国31个省市自治区每年的可再生能源电量以及非可再生能源电量消纳的比例。

2016年3月，国家发改委颁布文件《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，5月公布了部分地区风电、光伏全额保障性收购小时。到2020年限电地区的太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求，缓解和解决风光非技术性限电问题以及电价政策执行效力问题，向市场化过渡打基础。

从目前实施情况来看，2016年除了蒙东、山西和黑龙江外，其他省区没有达到全额保障性收购小时数；但全额保障性收购政策仍发挥了一定的效用，2017年一季度弃光电量为2016年一季度的77%，光伏消纳政策环境逐步的改善。

强制约束交易的绿色电力证书机制除了有助于解决补贴资金问题从而加速可再生能源实现平价的进程外，还可以成为解决可再生能源未来发展空间和限电问题的长效机制。2017年1月，我国颁布《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》。这不仅能够解决资金问题，更是可以成为长效的机制来解决可再生能源未来的发展空间，以及一部分限电问题。只要把电网或者是发电企业，或者电网收购光伏可再生能源比例确定为一个合适的比例，基本可以解决非技术性的限电问题，而技术限电问题可通过其他机制协调解决。

时璟丽指出，目前可再生能源发电尤其是大型光伏发电的消纳仍是本地消纳为主。2016年，跨省外送电，银东、灵宝、德宝、天中、柴拉、灵绍6条线路以及甘肃送青海、陕西外送风光电量大于160亿千瓦时，其中风电为主力。从规划要求来看，要综合考虑太阳能资源、电网接入、消纳市场和土地利用条件及成本等；采取本地消纳和扩大外送相结合的方式。目前国家能源局已经对跨省区输电线路尤其是特高压输送可再生能源电量和比例情况进行监测，因此下一步建议建立和强化考核机制，放开跨省区联络线计划。

新一轮电力体制改革要求可再生能源发电优先发电、上网、收购，同时鼓励市场化直接交易，与用户直接交易、调峰辅助服务交易和发电权交易。但是，具体实施方面存在问题，牺牲了可再生能源发电的利益。因此要充分挖掘电力系统调峰能力建设。一方面，通过燃煤机组灵活性改造，提升常规煤电机组和供热机组运行灵活性，鼓励通过技术改造提升煤电机组调峰能力；另一方面，推进燃气机组、燃煤自备电厂参与调峰。还需结合电力体制改革，取消或缩减煤电发电计划。

时璟丽建议：建立辅助服务市场，鼓励光伏发电等可再生能源机组完善预测预报系统。对达到预测预报要求的电力电量，电网企业必须全额收购。在存在一定差距情况下，光伏发电企业通过辅助服务市场向其他电源企业购买辅助服务满足电力调度和系统平衡要求。规范光伏发电等可再生能源市场化交易。即现货交易市场地区，直接参与竞争；没有现货交易市场地区，超出最低保障收购年利用小时数的通过市场交易方式消纳。电能替代（清洁能源供暖）可以成为解决问题的重要途径。但是，障碍一是光伏发电成本仍偏高，二是需要以规范执行政策为前提。

2017年3月，国家能源局新能源司发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》。如果实施该政策，将有助于扩大分布式光伏发电市场应用规模和范围。参与分布式光伏发电市场化交易的无自身电力消费的单体项目装机容量不超过2万千瓦，接网电压等级原则上不超过35千伏，无35千伏地区可接入110千伏或60千伏。分布式发电总装机占变电台区年平均负荷不超过80%。基于新的机制，满足条件的分布式光伏发电可以实现参与电力市场交易，实现转供电。5月底完成试点方案批复，7月启动市场化交易。这必将对推进分布式光伏发电市场化有重要意义。