2015年中國以累計(jì)裝機(jī)43GW超越德國成為全球光伏累計(jì)裝機(jī)量最大的國家，其中大型地面電站貢獻(xiàn)達(dá)到84%。
業(yè)內(nèi)人士稱，大型地面電站為主的中國光伏發(fā)展模式取得了巨大成績，也面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。
國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的負(fù)責(zé)人、清華大學(xué)能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院政策研究室主任何繼江博士認(rèn)為，“棄光”問題已掣肘光伏行業(yè)發(fā)展，其深層次原因是現(xiàn)有政策不足以引導(dǎo)光伏項(xiàng)目就近建設(shè)。
據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2015年國家電網(wǎng)調(diào)度范圍內(nèi)棄光率12.62%，集中在西北地區(qū)的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區(qū)，其中甘肅棄光率高達(dá)30.7%。
與此同時(shí)，國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的另一參與者、中關(guān)村新華新能源產(chǎn)業(yè)研究院副理事長兼秘書長林玉認(rèn)為，中國分布式光伏的發(fā)展明顯滯后，挑戰(zhàn)巨大。目前光伏裝機(jī)中分布式光伏僅有16%，其中接入10千伏及以下電壓等級的光伏項(xiàng)目累計(jì)并網(wǎng)容量僅473萬千瓦，占總量1.1%。十三五規(guī)劃中2020年分布式光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)規(guī)模是70吉瓦，占光伏總裝機(jī)150吉瓦的46.7%,也就是說未來五年增量光伏中分布式光伏占比應(yīng)超過 63%。這個(gè)規(guī)劃目標(biāo)如何能夠?qū)崿F(xiàn)?
何繼江對新華網(wǎng)表示，光伏發(fā)展的關(guān)鍵在于貼近市場就近建設(shè)，破解分布式光伏發(fā)展僵局的關(guān)鍵政策是要實(shí)現(xiàn)“就近建設(shè)、專業(yè)開發(fā)、直接交易”，并且制訂新的適應(yīng)分布式光伏的電價(jià)政策。
何繼江還介紹，德國的分布式光伏發(fā)展對中國非常具有借鑒意義。德國并不是太陽能資源很豐富的國家。德國平均年日照時(shí)間約1500小時(shí)，光伏年平均發(fā)電時(shí)數(shù)僅為800多小時(shí)，并不是光照條件好的國家。但是，2015年度德國光伏發(fā)電量已經(jīng)占到總發(fā)電量的6%。德國光伏裝機(jī)總量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消納基本沒有問題。2014年6月9日中午，德國的太陽能生產(chǎn)峰值為23.1GW，瞬時(shí)功率高達(dá)全國電力需求的50.6%。中國東部地區(qū)的光照資源雖然不如西北地區(qū)，但比德國還是明顯要好。
據(jù)國內(nèi)某光伏企業(yè)實(shí)測，我國東部沿海省份年平均可發(fā)電小時(shí)數(shù)高于1100小時(shí)，省會城市中發(fā)電時(shí)數(shù)最少的為杭州986小時(shí)，最高的為天津1317小時(shí)。北京的光伏發(fā)電時(shí)數(shù)達(dá)到1214小時(shí)。從太陽光照資源的角度看，西藏、青海等地的光伏資源最好，然而從市場需求的角度分析，光伏資源最大的市場需求卻在江蘇、浙江、廣東等經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)。這些地區(qū)電力供應(yīng)相對緊張，又面臨能源消費(fèi)總量指標(biāo)的約束，更關(guān)鍵的是，這些地區(qū)的工商業(yè)電價(jià)較高。
以北京為例進(jìn)行電價(jià)分析，實(shí)行峰谷電價(jià)，上午10點(diǎn)至下午3點(diǎn)間在1千伏以下接入的工商業(yè)用電適用峰段電價(jià)1.4元每千瓦時(shí)，目前光伏的度電成本已經(jīng)低于這個(gè)數(shù)值，而這個(gè)時(shí)間段也正是光伏最主要的發(fā)電時(shí)段，何況國家還對分布式光伏有為期20年的0.42元的度電補(bǔ)貼，北京市還有補(bǔ)貼政策。如果工商業(yè)能夠積極消納光伏，北京市的分布式光伏就可能迎來爆發(fā)式發(fā)展。再對電動(dòng)汽車充電價(jià)格進(jìn)行分析。北京電力公司剛剛發(fā)布電動(dòng)汽車充電峰谷電價(jià)，10點(diǎn)至15點(diǎn)該公司的公共充電樁含服務(wù)費(fèi)的充電價(jià)格為1.8元/度，這個(gè)價(jià)格也明顯高于光伏度電成本。如果采用光伏充電站方案，利用停車場頂棚的光伏，或屋頂光伏給電動(dòng)汽車充電，光伏可以實(shí)現(xiàn)盈利。如果有合適的激勵(lì)工商業(yè)消納光伏的政策創(chuàng)新，將大大激發(fā)中東部電價(jià)較高地區(qū)分布式光伏的快速發(fā)展。
就近建設(shè)、專業(yè)開發(fā)、直接交易
當(dāng)前國內(nèi)分布式光伏該如何健康良性發(fā)展?對此何繼江博士給出三條建議，他認(rèn)為，首先要，就近建設(shè)、專業(yè)開發(fā)、直接交易。
其具體意義在于，目前分布式光伏的適用政策分為“全額上網(wǎng)”和“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”兩種?，F(xiàn)在的光伏項(xiàng)目當(dāng)中，全額上網(wǎng)的比例遠(yuǎn)高于自發(fā)自用的比例。但全額上網(wǎng)并不能體現(xiàn)光伏與當(dāng)?shù)仉娏π枨蟮钠ヅ潢P(guān)系，當(dāng)?shù)仉妰r(jià)情況與全額上網(wǎng)的電價(jià)無關(guān)。城市中大量分散式的屋頂更適合采用自發(fā)自用模式，然而業(yè)主和投資商卻對此并不鐘情。就價(jià)格而言，余電上網(wǎng)價(jià)格明顯低于全額上網(wǎng)的價(jià)格。以北京為例，北京的光伏全額上網(wǎng)適用0.98元/度的價(jià)格，余額上網(wǎng)部分適用電價(jià)為脫硫燃煤電價(jià)加國家補(bǔ)貼。北京市脫硫燃煤電價(jià)為0.3515元/千瓦時(shí)，國家補(bǔ)貼0.42元每千瓦時(shí)，合計(jì)0.7715元，遠(yuǎn)低于三類地區(qū)全額上網(wǎng)的電價(jià) 0.98元。由于屋頂光伏必須定向于業(yè)主使用才能稱作自發(fā)自用?，F(xiàn)實(shí)中采用光伏開發(fā)商與業(yè)主簽訂購電協(xié)議的方式來適應(yīng)自發(fā)自用的條款，由于部分業(yè)主購電的合同周期短或執(zhí)行效力弱等原因，投資人往往不傾向于自發(fā)自用模式。對于業(yè)主而言，自發(fā)自用固然能起到減少電費(fèi)開支的效果，但對大部分工商業(yè)企業(yè)和家庭來說，建設(shè)屋頂光伏會遇到設(shè)計(jì)安裝、資金籌集、運(yùn)營維護(hù)等很多方面的困難，這使很多業(yè)主感到畏懼而打消主意，這些因素都影響了城市分布式光伏的發(fā)展，導(dǎo)致大量屋頂資源白白閑置。
打破這個(gè)瓶頸的關(guān)鍵是鼓勵(lì)專業(yè)化的公司介入，在電力需求旺盛的地區(qū)，對閑置的屋頂資源進(jìn)行專業(yè)化開發(fā)，并與高電價(jià)的工商業(yè)用戶進(jìn)行直接交易，簡稱為 “就近建設(shè)、專業(yè)開發(fā)，直接交易”。購售方自由簽訂雙邊合約，協(xié)商相應(yīng)的交易量、價(jià)格、偏差結(jié)算條款等。電網(wǎng)公司為光伏電站提供接入電網(wǎng)和輸配的服務(wù)，并收取過網(wǎng)費(fèi)。電網(wǎng)對于分布式光伏直接交易的電量，提供并網(wǎng)和過網(wǎng)服務(wù)，收取過網(wǎng)費(fèi)。對在1千伏以下并網(wǎng)的分布式光伏暫不收取過網(wǎng)費(fèi)。對于10千伏接入和 35千伏接入的分布式光伏，在已經(jīng)明確輸配電價(jià)的地區(qū)，按照不同電壓等級的輸配電價(jià)的差價(jià)確定過網(wǎng)費(fèi)，在暫未明確輸配電價(jià)的地區(qū)，按照當(dāng)?shù)氐牟煌妷旱燃壍匿N售電價(jià)的差價(jià)確定過網(wǎng)費(fèi)。10千伏接入的光伏裝機(jī)按照不超過現(xiàn)有10千伏母線容量的50%為限，超出此限的另行設(shè)計(jì)過網(wǎng)費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)。在北京地區(qū)，接入10 千伏的光伏過網(wǎng)費(fèi)按照不滿1千伏的銷售電價(jià)與10千伏的銷售電價(jià)之間的差值來計(jì)算，也就是0.02元。對于接入35千伏變電站的光伏電站應(yīng)積極配建智能管理體系，并通過電網(wǎng)公司調(diào)度和光伏電站的協(xié)調(diào)，在35千伏變電站范圍內(nèi)消納，避免向上級變電站倒送潮流。對于試點(diǎn)區(qū)內(nèi)分布式光伏出現(xiàn)向上級變電站送電的情況，可由電網(wǎng)公司和售電公司商議過網(wǎng)服務(wù)協(xié)議。
光伏在低壓側(cè)接入電網(wǎng)，需要電網(wǎng)提供電能質(zhì)量管理、備用等服務(wù)，同時(shí)也對白天削減峰值容量、降低線損、低電壓治理等具有貢獻(xiàn)。電網(wǎng)公司是否向光伏電站收取綜合服務(wù)費(fèi)還需要根據(jù)具體案例進(jìn)行研究，在電網(wǎng)公司等相關(guān)方提出明確方案前，可以暫免收取綜合服務(wù)費(fèi)。
何繼江認(rèn)為，電力體制改革的不斷深入，各地已經(jīng)涌現(xiàn)了大量售電公司，他們對于光伏的“就近建設(shè)，專業(yè)開發(fā)，直接交易”將起到有力支撐作用。
位于低壓側(cè)的分布式光伏應(yīng)調(diào)高余電上網(wǎng)電價(jià)
何繼江的第二個(gè)建議為，位于低壓側(cè)的分布式光伏應(yīng)調(diào)高余電上網(wǎng)電價(jià)。對此，他解釋稱，分布式光伏是在低壓側(cè)并網(wǎng)。目前分布式光伏的余電上網(wǎng)的定價(jià)與本省市的煤電價(jià)格綁定。然而這種定價(jià)方式忽略了分布式光伏的一個(gè)重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用戶，因而輸配成本很低?；痣姀S發(fā)電上網(wǎng)總是接入高壓電網(wǎng)，然后再經(jīng)輸電網(wǎng)絡(luò)和配電網(wǎng)絡(luò)到用戶。分布式光伏比火電并網(wǎng)所產(chǎn)生的系統(tǒng)成本要低很多，但目前定價(jià)策略沒有體現(xiàn)這一特點(diǎn)。
在電力體制改革深入到市場化定價(jià)實(shí)現(xiàn)之前，建議對光伏直接調(diào)高余電上網(wǎng)電價(jià)，即在現(xiàn)有煤電標(biāo)桿電價(jià)基礎(chǔ)上加上輸配電價(jià)。北京市的輸配電價(jià)尚未公布，目前可暫時(shí)借用最具可比性的深圳市已公布的輸配電價(jià)。深圳市2016年10千伏的輸配電價(jià)為0.1802元。建議北京市在10千伏以下接入的光伏的余電上網(wǎng)電價(jià)調(diào)整為0.3515+0.1802，共計(jì)0.5317元。北京明確輸配電價(jià)后可對其重新核定，其它地區(qū)可參照該原則確定低壓側(cè)并網(wǎng)電價(jià)。
國家給分布式光伏的度電補(bǔ)貼和地方性的補(bǔ)貼繼續(xù)保留。比如，國家的0.42元的度電補(bǔ)貼。隨著光伏成本的不斷下降，這部分補(bǔ)貼可以降低，從而有效減少國家的財(cái)政補(bǔ)貼壓力。但在國家對煤電收取碳稅之前，這個(gè)補(bǔ)貼不應(yīng)該完全取消。
分布式光伏有必要試行峰谷電價(jià)
何繼江博士給出的第三個(gè)政策建議是“分布式光伏有必要試行峰谷電價(jià)”。他認(rèn)為，目前光伏并網(wǎng)的價(jià)格政策還有一個(gè)缺點(diǎn)是沒有體現(xiàn)根據(jù)負(fù)荷需求調(diào)節(jié)電價(jià)的市場原則。白天是負(fù)荷高峰期，大部分地區(qū)目前實(shí)行用電側(cè)峰谷電價(jià)。光伏在白天發(fā)電，能夠緩解白天的負(fù)荷壓力，應(yīng)當(dāng)給予鼓勵(lì)。在目前現(xiàn)貨市場尚未運(yùn)作的情況下，建議實(shí)施發(fā)電側(cè)峰谷電價(jià)。
目前，我國部分地區(qū)的小水電運(yùn)用市場原則設(shè)計(jì)峰谷和豐枯電價(jià)，這對分布式光伏的定價(jià)機(jī)制有明顯借鑒作用。以廣東北部某市為例，小水電可以選擇固定綜合價(jià)，或者峰谷價(jià)，一年只能選擇一次。實(shí)際上小水電基本都采納峰谷電價(jià)。小水電綜合價(jià)為0.4282元，峰谷電價(jià)的峰谷比為1.5:1，豐枯電價(jià)的豐枯比2:1。小水電豐水期峰期電價(jià)0.4469元,谷期電價(jià)0.2234元。小水電枯水期峰期電價(jià)0.6703元，谷期電價(jià) 0.3352元。這種定價(jià)策略體現(xiàn)了根據(jù)負(fù)荷調(diào)節(jié)電價(jià)的市場原則。
北京市采用電度電價(jià)采用尖峰、高峰、平段和低谷四個(gè)價(jià)格。夏季光伏發(fā)電早于凌晨7點(diǎn)，此時(shí)是低谷時(shí)段，以后經(jīng)歷了平段、高峰時(shí)段和尖峰時(shí)段。將政策建議二中所設(shè)計(jì)的光伏發(fā)電標(biāo)桿電價(jià)作為平段時(shí)段，設(shè)計(jì)高倍率和低倍率兩種方案測算峰谷電價(jià)，高倍率方案中高峰電價(jià)以1.5倍度測算，尖峰電價(jià)以1.6倍度測算，低谷電價(jià)以0.5倍度測算。低倍率方案中高峰電價(jià)以1.3倍率，尖峰電價(jià)以1.4倍率，低谷電價(jià)以0.7倍率測算結(jié)果見下圖。
在這個(gè)方案中，高倍率方案下10：00至15：00點(diǎn)之間，光伏上網(wǎng)價(jià)格為0.7679元每千瓦時(shí)，在低倍率方案，價(jià)格為0.6912元每千瓦時(shí)。
這個(gè)政策可以考慮以暫定實(shí)施5年左右，隨著未來分布式光伏規(guī)模的增加、負(fù)荷特性的變化，以及電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)，該項(xiàng)政策最終將被現(xiàn)貨市場所消化。
何繼江博士認(rèn)為，如果采用這三項(xiàng)政策方案，有以下四個(gè)明顯的作用。其一，此電價(jià)政策有利于未來集中式光伏與分布式光伏統(tǒng)一為度電補(bǔ)貼政策，同時(shí)又以市場化的方式鼓勵(lì)分布式光伏就近建設(shè)。第二，此電價(jià)政策實(shí)現(xiàn)低壓側(cè)分布式光伏并網(wǎng)價(jià)格高于高壓側(cè)光伏并網(wǎng)價(jià)格，能有效鼓勵(lì)分布式光伏就近建設(shè)。第三，此電價(jià)政策有利于未來逐步降低分布式光伏的補(bǔ)貼，減少國家財(cái)政補(bǔ)貼壓力。第四、峰谷電價(jià)的設(shè)計(jì)有利于各類市場主體了解現(xiàn)貨市場的運(yùn)行特征，同時(shí)有利于未來到現(xiàn)貨市場的平滑過渡。
