解讀光伏發(fā)展兩大現(xiàn)在與三大趨勢

 

        現(xiàn)狀一：在裝機大幅提升情況下，近兩年光伏發(fā)電消納情況持續(xù)好轉

 

        通過強化實施可再生能源目標引導制度、全額保障性收購制度、優(yōu)化可再生能源開發(fā)布局、推進可再生能源參與市場化交易、電能替代、可再生能源電力供暖等多項措施，2017年和2018年連續(xù)兩年全國可再生能源限電情況得到明顯緩解。

 

        光伏發(fā)電方面，2018年全國集中光伏電站平均年利用小時數(shù)1205，基本與上年持平。光伏發(fā)電總棄光率和總棄光電量實現(xiàn)了雙降，棄光率為3．0％，同比下降2．8個百分點，棄光電量55億千瓦時，同比減少18億千瓦時。

 

        如果按照不超過3％棄光率考慮，棄光范圍也減小了，內蒙棄光率已經降至2％以內，超過3％的僅為西北五省區(qū)，新疆、甘肅、青海、寧夏、陜西棄光率分別為16％、10％、5％、4％、6％，同比分別下降6、10、1、2、4個百分點。

 

圖1“十三五”期間光伏發(fā)電限電情況

        現(xiàn)狀二、全額保障性收購政策效果繼續(xù)顯現(xiàn)，在棄光率低于5％的情況下能否保價收購光伏電量更為關鍵

 

        2018年全額保障性收購制度對解決棄光限電問題的作用和效果繼續(xù)顯現(xiàn)。內蒙古、陜西、黑龍江、吉林達到了最低全額保障性收購小時數(shù)，其他省份有不同程度的差距，從總體趨勢看，即使未達到小時數(shù)，差距也在縮小。

 

        但實際上對于棄光率不超過5％的省份，也可以不考慮或考察其全額保障性收購制度的電量收購情況，更為重要的是能否保價收購。2018年棄光率超過5％的省份僅為新疆和甘肅，年等效利用小時數(shù)分別為1264、1337，同比分別上升60、214。

 

        趨勢一、電力系統(tǒng)消納能力是今后新增項目重要的前置條件

 

        2018年10月，國家發(fā)展改革委、國家能源局頒布《關于印發(fā)＜清潔能源消納行動計劃（2018－2020年）＞的通知（發(fā)改能源規(guī)〔2018〕1575號）》。2018－2020年光伏發(fā)電棄光率要保持控制在5％以內，并提出了28條具體措施。文件對于重點省份棄風棄光棄水提出了量化目標，其中光伏發(fā)電僅涉及新疆和甘肅兩個省份，2018年新疆和甘肅棄光率需分別控制在15％和10％以內（甘肅達到，新疆略超），2019－2020年均需控制在10％以內。

 

        從近期政策導向看，對于新增光伏發(fā)電項目，無論是已經啟動實施的光伏無補貼平價上網(wǎng)項目，還是政策尚在討論中的全國電價相關排序的競爭配置項目，還是特高壓外送等國家組織實施的專項工程或示范項目等，均需要以具備消納條件作為前提。

 

        2019年1月份國家發(fā)展改革委和國家能源局正式頒布《關于積極推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關工作的通知（發(fā)改能源〔2019〕19號）》文件，4月10－12日，國家能源局綜合司印發(fā)《關于征求＜關于推進風電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)項目建設的工作方案（征求意見稿）＞意見的函》、《關于報送2019年度風電、光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單的通知》以及《關于征求對2019年風電、光伏發(fā)電建設管理有關要求的通知（征求意見稿）意見的函》等三份文件，這些文件或征求意見稿清晰傳達出推進產業(yè)高質量發(fā)展的信號，提出了推進平價項目、市場機制配置資源并在全國層面競爭補貼的新機制，且多次強調新建項目需要具備并網(wǎng)消納條件。

 

        從政策導向看，“十四五”階段在光伏發(fā)電經濟性方面普遍具備平價條件后，電力系統(tǒng)消納能力則更將成為重要的前置條件。

 

        趨勢二、推進帶有約束性的可再生能源消納保障機制出臺和實施

 

        2018年，國家能源局就實施可再生能源電力配額和考核機制發(fā)布了三輪征求意見稿。根據(jù)2018年11月發(fā)布的第三輪征求意見稿，量化指標是按省級行政區(qū)域對電力消費規(guī)定應達到的可再生能源總量比重指標和非水電可再生能源比重指標，對各省級行政區(qū)域規(guī)定的應達到的最低可再生能源比重指標為約束性指標，按超過約束性指標10％確定激勵性指標。

 

        承擔義務的主體為售電企業(yè)和電力用戶，包括各類直接向電力用戶供電的電網(wǎng)企業(yè)、獨立售電公司、擁有配電網(wǎng)運營權的售電公司、通過電力批發(fā)市場購電的電力用戶和擁有自備電廠的企業(yè)。

 

        完成義務的主要方式是實際消納可再生能源電量，補充方式是向超額完成指標的義務主體購買超額消納部分電量和／或購買可再生能源電力綠色證書。根據(jù)政策設計思路，將是帶有約束性的可再生能源消納保障機制。

 

        從當前看，將重點解決市場消納和發(fā)展空間問題，從近中長期角度，這一擬推出機制可以與電力市場建設進程結合，保障可再生能源發(fā)展空間，引導優(yōu)化布局，促進市場消納，并通過可再生能源電力證書促進利益公平等。

 

        圖2：2017年可再生能源電力消納以及第三輪征求意見的2018、2020年非水可再生能源電力比例指標

        趨勢三、結合電力現(xiàn)貨市場建設和試運行，建立促進清潔能源消納的現(xiàn)貨交易機制

 

        我國電力體制改革不斷深入，在電力市場交易方面，2018年市場化交易電量占全社會用電量比例超過了30％，并且建立了8個電力現(xiàn)貨交易市場，2019年上半年8個現(xiàn)貨交易市場都將啟動試運行。

 

        風光作為成熟的可再生能源發(fā)電技術，2018年裝機和發(fā)電量在總量中的占比已經分別達到18．9％和7．8％，未來隨著市場發(fā)展，風光裝機規(guī)模繼續(xù)增加，風光需要參與電力現(xiàn)貨市場和／或批發(fā)市場和／或中長期市場。對于風光等具有波動性的電源如何參與市場，如何與現(xiàn)有機制結合是需要考慮的問題。

 

        2019年3月，國家能源局發(fā)布《進一步推進電力現(xiàn)貨市場建設試點工作（征求意見稿）》，體現(xiàn)了政策導向。征求意見稿提出要建立促進清潔能源消納的現(xiàn)貨交易機制，在現(xiàn)貨市場運行初期，清潔能源可以報量不報價方式來參與現(xiàn)貨市場交易，作為價格接受者優(yōu)先出清，實現(xiàn)優(yōu)先消納。

 

        但征求意見稿也同時對清潔能源參與現(xiàn)貨市場提出要求，即提出時間表，有序安排清潔能源報量報價的方式來參與電力現(xiàn)貨市場交易。

 

        因此，光伏發(fā)電未來參與電力市場的趨勢是明確的，尤其是在完全去補貼階段，無論是量，還是價，都將通過市場機制形成，不確定性增加，但光伏發(fā)電無燃料費、與電力需求和負荷匹配度高等特點，使其在電力現(xiàn)貨或批發(fā)市場中具有競爭優(yōu)勢。