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“十三五”期间,光伏发电市场将进入发展新阶段。目前,迫切需要在现有的政策上突破,进行政策和机制创新。
随着分资源区标杆电价政策的出台以及年度指导规模和备案制度的实施,国内集中光伏电站的开发呈现爆发增长,但大型光伏电站在西部和北部地区短时间内集中建设,使高比例弃光限电、补贴需求大幅增加、部分地区项目管理不规范、规划建设不配套等问题凸显。
在分布式光伏发电市场方面,则表现为政策集中繁多,市场反响不足,虽然政策数量和力度都很大,但分布式光伏发展速度与政策预期、与光伏业界预期仍有较大的差距。
“十三五”期间光伏发电市场将进入发展新阶段,根据《太阳能利用“十三五”发展规划(征求意见稿)》提出的目标,“十三五”期间光伏发电将达到每年约2000万千瓦的新增装机规模。要逐步解决上述问题,就需要在现有的政策上有突破,进行政策和机制创新,以保障国家目标实现,且满足光伏发电发展需要以及推进电力市场化进程。
本文针对近期光伏发电市场发展急需关注和解决一些政策和机制方面的问题进行分析。
技术进步、降低度电成本是重点任务
无论是对于近期“十三五”,还是考虑长远战略发展,不断推进技术进步、降低度电成本都将是光伏产业发展的重点任务。
根据光伏产业界预期,今后五年光伏发电成本还可实现大幅度下降,一是光伏产业链各环节效率提升,通过降低硅片切割损失、硅片厚度及提升组件转换效率等可显著提高硅利用率,预期晶硅组件在“十三五”期间可保持每年0.2-0.3个百分点的绝对效率提升,二是多晶硅流化床法等新硅料生产技术应用可降低硅料价格,三是降低银用量、改善铸锭炉、细化栅线、改进丝网印刷等技术也是降低组件成本的可能方式。
再考虑未来可能的金融政策调整影响,综合分析,2020年光伏发电成本有望在2015年的基础上降低三分之一左右。这一降幅重点在产业技术进步和规模效益,国家从政策上(如以光伏领跑者计划等)也需要加以有效引导。
调整和创新光伏电价政策和机制
我国光伏发电成本在过去几年内实现了大幅度下降,相应的电价水平也持续降低,但电价调整主要考虑既往和当前形势。在光伏产业技术快速进步情况下,电价调整步伐略滞后于光伏产业发展形势和实际需求,造成大型光伏电站市场抢装、赶末班车的效应比较明显,典型如2011年底,2016年上半年也已开始呈现这一趋势。
根据《能源发展战略行动计划(2014-2020)》中提出的目标,2020年要在适度考虑煤电环境成本基础上,实现光伏发电与电网销售电价相当,因此应根据光伏发电成本情况和趋势,建立光伏发电电价逐年调整机制。电价的调整可以考虑多种因素并赋予不同程度的权重,如考虑各资源区或者省市区的发展规模、限电情况,以差异化的电价调整速度适度引导开发企业投资和布局调整。
通过改革项目管理模式,以竞争性方式配置光伏发电项目,适度提高电价在竞争性配置中的权重,促进光伏发电电价水平的下降。此外,结合电力体制改革尤其是输配电改革进程,在输配电改革试点地区,对新建光伏项目实施电补贴机制,逐步推进新建光伏发电参与电力市场。
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每2度电,就有1度来自清洁能源。最新数据显示,今年上半年,广西水力、风力、光伏、生物质等清洁能源总发电量创历史新高,全额消纳水电、光电、风电、生物质电和核电,累计超过488.8亿千瓦时,非化石能源占比近48%。
东营电网“光伏+储能”电站储能总容量56兆瓦时,最大充放电功率达28兆瓦,全省居首,总容量相当于56万个10000毫安时的普通家用充电宝。储能控制系统由PCS协调统一控制架构,采用“集中监控+PCS协调控制“的模式,实现全站PCS功率快速协调控制、一次调频、AGC跟踪、AVC控制及发电功率平滑等功能。
1-5月,新疆光伏发电利用率、设备利用小时数不断提升,光伏发电整体运行情况良好。
为贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略,按照电力体制改革有关精神要求,南方能源监管局推动广西、海南两地调峰辅助服务市场在2020年先后启动结算试运行。试结算以来,市场激励机制效果明显,电网调峰能力进一步提升,有效促进清洁能源发展和消纳。
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“预计2020年,非化石能源发电装机合计达9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%,比2019年提高约1.6个百分点。”近日,中电联专职副理事长兼秘书长于崇德公开表示,新能源发电装机比重提升对电力系统调峰能力需求进一步增加,调峰能力不足问题已经显现。对此,有业内人士认为,我国已有现货试点
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