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光伏发展格局不均衡
同样的困境亦发生在光伏产业。2016年,光伏市场再现装机潮。而在光伏抢装“热闹”的背景,却隐藏着重重危机。近些年,我国光伏产业在经历了粗放式发展,已然走上了危险的“十字路口”。非常态化是光伏业发展的“标签”,光伏发电结构不平衡,发电消纳一直是阻碍光伏产业健康发展的一个难题。
2016年上半年,新增光伏电站规模很可能超过了15GW,留给下半年的空间不足3GW,这也意味着,今年下半年光伏电站并网量将不及上半年。国家能源局日前发布的最新消息表示,一季度,全国累计光伏发电装机容量达到5031万千瓦,比上年同期增加52%。一季度光伏发电量118亿千瓦时,同比增加48%。然而,全国弃光限电约19亿千瓦时。主要发生在甘肃、新疆和宁夏,其中甘肃弃光限电8.4亿千瓦时,弃光率39%;新疆(含兵团)弃光限电7.6亿千瓦时,弃光率52%;宁夏弃光限电2.1亿千瓦时,弃光率20%。
“一边是光伏业正在上演新一轮抢装潮,另一方面,弃光限电在不断增加。”光伏资深人士尚颜指出,在减少资源浪费的同时,又必须兼顾光伏产业的长远发展,目前,解决弃光的问题已刻不容缓。毫无疑问,化解光伏产能,唯一的核心办法就是解决需求问题,即使产品再好,没人买也没用。有业内观察者认为,后“6˙30”时代光伏业产能过剩将凸显。届时会有新一轮洗牌。
“市场好了,大家都去投资,投资多了就会产生过剩,就会停止投资,可能在今年下半年和明年,国内市场会出现供需关系的一个调整,会有一轮洗牌。”中国光伏行业协会理事长高纪凡说道。
新能源消纳政策还需完善
与此同时,各省间的壁垒也困扰着新能源的消化。作为风电大省,甘肃并没有过多能力就近消纳,于是跨省输送风电成了必然选择。此前甘肃向湖南输送过风电,但于湖南而言,这只是额外的补充。
在众多业内人士看来,湖南省政府的首要任务,是保证省内火电和水电机组,外购电量挤占了湖南火电发电市场空间,又没能满足湖南实际需求,且不能根据本省供需形势同步调整,只会造成省内火电生产能力过剩加剧。并且,湖南当地火电上网电价为0.472元/度,甘肃风电上网电价在0.52元到0.54元/度,再加特高压线路0.12元/度的过网费,送到湖南可以说毫无价格优势。
此外,在当前电力体制下,受省与省之间的壁垒阻碍,新能源外送仍难完全实现。据国家发改委、国家能源局联合发布的《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》(以下简称《通知》),在此前要求全额收购除水电外的其他新能源发电量,对要求弃风、弃光地区,风电、光伏发电保障性收购年利用小时数做出了具体规定。
上述《通知》要求,对弃风限电地区,风电项目按四类风资源区分别核定,结合资源条件和消纳能力,各地区风电保障性收购利用小时数在1800小时—2000小时之间;而对弃光限电地区,光伏发电项目保障性收购利用小时数则在1300小时—1500小时之间。
业内人士认为,这是当前最直接的应对弃风、弃光问题的措施,但是具体的实施效果仍待观察。因此,林伯强建议更为有效的措施是对各省的新能源消纳实行配额制,但是目前仍然处在探讨当中,各省间在配额交易上的成本也很高。
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