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只要政策放開,光伏電站就有市場

時間:2020-01-24 14:33      來源:未知   瀏覽量:

只要政策放開,光伏電站就有市場

中國光伏行業協會2018年發布的光伏路線圖預測:2021年,光伏發電年滿發1500小時,成本可以降到0.30元/kWh(圖2)。對于集中式光伏電站,是否盈利的參考電價是脫硫燃煤上網電價,全國平均值為0.3608元/kWh(見表2),西部省區普遍低于0.35元/kWh。也就是說,進入平價、取消補貼后,集中式光伏電站的贏利空間非常有限。但如果能夠在政策上放開,情況就會大不一樣。

目前,國際上普遍采用提高“光伏-逆變器容配比” (PVIR)的創新手段來降低度電成本。如果光伏-逆變器容配比為1.2:1.0, 意味著電站直流側光伏功率比逆變器功率擴裝20%,電站的等效利用小時數將從容配比1.0:1.0的1500小時提高到1800,發電量提高20%,而增加的投入僅僅是直流側的光伏組件,發電成本大幅度下降。圖2顯示,當發電小時數達到1800時,2021年光伏發電成本將下降到0.18元/kWh,與脫硫電價相比較,具有相當大的盈利空間。對于光伏-逆變器容配比的詳細分析可以參閱我的另一篇論文。美國一類資源區光伏電站的容配比通常在1.4:1.0, 歐洲電站普遍在1.5-1.6:1.0, 日本的光伏電站甚至高達2.0:1.0。中國目前并不支持提高容配比,有些省份甚至嚴查直流側光伏擴裝,如發現會責令限期拆除。

放開光伏-逆變器的容配比,光伏電站在一類資源區全年至少可以滿發1800小時,甚至超過2000小時。然而,國家發改委和能源局發文規定一類資源區光伏電站的“保障性收購小時數”僅為1500小時,“保障性收購小時數”的規定無疑阻礙了技術創新,強行封堵了光伏進一步降低成本的通路。當然,提出保障性收購小時數是為了避免更嚴重的棄光,本意是好的,但也成為阻礙光伏進一步降低成本的絆腳石。這其實也是中國特色,國際上都是優先全額收購光伏電量。

只要放開光伏-逆變器容配比,同時取消光伏電站“保障性收購小時數”的限制,保證光伏“先發、滿發”,集中式光伏電站的發電成本就有望下降到0.2元/kWh以下,沒有補貼情況下也將會有很大的市場。

王斯成:光伏發電消納問題分析

展望未來,除了制造端光伏產品進一步提高效率,降低成本外,在應用端的創新空間還非常大,如:提高容配比,1500V系統,太陽跟蹤器,提高能效比(PR),采用雙面組件,智能運維等等??梢灶A見,光伏發電的成本在10年內有望下降到0.1元/kWh(實際上,2019年國內光伏電站最低投標電價已經是0.26元/kWh,國際上最低是1.65美分/kWh,相當于0.10元人民幣)。超低的光伏電價必將有力推動國民經濟的發展,這是我們翹首以待的明天。

2.1.5 當前的問題

2.1.5.1 中國的特點是西部資源豐富(包括常規資源和可再生能源資源),而負荷中心在東部,因此為了平衡東西部資源和負荷不平衡的問題,尤其考慮到未來高比例可再生能源的消納,建立輸電通道是必須的。當前的問題是:①通道不足,規劃建設周期長,無法滿足需要,將來是否可以考慮地下通道?②通道的利用率太低,據報道[19],超高壓輸電通道的實際利用率不足30%,甚至更低!對非水可再生能源電力的輸送占比不足15%。③同步電網不同步,跨省通道不暢通。

2.1.5.2 互補電源結構沒有統一規劃和部署。

2.1.5.3 火電的靈活性改造進展緩慢,現有機組調節性能差,最低負荷能力僅能達到50%;其次是個別省區新能源裝機比例高,總調節能力不足。中國電科院張軍軍曾經給出這樣的分析:在西部個別省區中午時段新能源達日最大發電出力時,瞬時新能源功率滲透率高達80%,火電機組的調節能力嚴重不足。這也是某些省區出現棄光、棄風的原因之一。除了技術原因,對于火電的靈活性改造,也還缺乏相應的電價體系和鼓勵機制。

2.1.5.4 網側儲能很有限,10年之內不會有大的改善;跨省電力交易市場尚未建立,配置光伏電站站內儲能沒有動力,目前站內儲能僅有零星示范。

2.1.5.5 與傳統電力爭奪市場是當前阻礙光伏規?;l展的主要矛盾,很多省區開展并鼓勵非水可再生能源電量的發電權交易,說白了就是“你交錢,就讓你發;你不交錢,就限制你發”。能夠拿錢來買的“消納能力”絕對不是技術問題,而是利益之爭。

2.1.5.6 政策尚未對光伏發電松綁:光伏-逆變器容配比沒有放開,光伏“保障性收購小時數”的規定值偏低, 不利于光伏電站進一步降低度電成本。

2.1.6 小結

綜上所述,通過同步電網,互補電源結構,火電調節機組,網側/站內儲能等條件和措施, 電網就會有足夠的調節能力,完全可以滿足高比例(至少70%)非水可再生能源的電源結構要求。按照國家可再生能源中心提出的發展目標[9],到2050年集中式光伏電站的裝機10億千瓦,從2021年開始,平均每年裝機30GW,不應存在任何消納障礙。關鍵是需要解決好上述問題。

2.2 分布式光伏發電

分布式發電系統是在用電負荷側安裝的發電系統。分布式光伏在我國可以表現為如下三種類型:①在單位內網接入的光伏發電系統(從電網角度看,一個單位的內網,就是一個單位“負荷”),電壓等級可以是低壓電網(220V/380V),也可以是中壓內網電網(10kV/35kV);②在低壓電網(220V/380V)用戶用電電表負荷側接入的光伏發電系統,屬于“自發自用,余電上網”項目;③在用戶用電電表低壓公共配電網側接入的光伏發電系統,屬于“全額上網”項目。

分布式光伏不同于集中式光伏電站,它的調整、控制權在分布式發電系統本身。分布式光伏可以有“全額上網”、“全部自用”和“自發自用,余電上網”三種運行方式,以及“凈電量計量”和“雙向計量,雙向結算” 2種收費方式,而集中式光伏電站只有全額上網,單向售電一種模式;分布式光伏在高滲透率情況下會發生“逆功率流”現象,還有主動和被動“孤島”運行,而光伏電站沒有;對于“自發自用”的光伏項目,為了保證收益,必須進行光伏發電的日分布曲線與負荷曲線匹配特性的評估,而光伏電站不必做這樣的評估??傊?,在分析分布式光伏的收益情況、滲透率和消納問題時,要比分析集中式光伏電站更為復雜。

分析分布式光伏的消納問題,必須弄清楚2件事:第一,進入平價時代后,分布式光伏的盈利點在哪里?是否具備規?;l展的商業基礎?第二,在規?;l展具備條件的前提下,配電網能夠接受多高的光伏滲透率?高比例分布式光伏是否會對配電網的安全穩定運行構成威脅?

2.2.1 分布式光伏市場潛力巨大

2.2.1.1分布式光伏具備商業競爭優勢

根據能源局的文件,2021年開始,無論是集中式光伏電站還是分布式光伏都不再有政府補貼,進入平價市場。分布式光伏在平價時代是否能夠持續擴大應用,取決于光伏發電的成本。對于以全額上網的分布式光伏,其成本必須要低于0.3元/kWh,才能有盈利空間,因為電網的收購電價大約0.3-0.4元/kWh;而對于“自發自用”光伏電量,成本只要低于0.5元就已經可以贏利了,因為自發自用電量的參考電價是電網的銷售電價,而銷售電價最低也要0.5元/kWh以上。也就是說,一旦光伏電價低于0.5元/kWh,則對于所有用電戶,用光伏的電都比買電網的電便宜。我國的電網銷售電價列表如下:

王斯成:光伏發電消納問題分析王斯成:光伏發電消納問題分析

中國光伏行業協會的路線圖顯示,2021年分布式光伏在年利用小時數為1000時,成本0.39元/kWh,1200小時的成本為0.33元/kWh,說明,沒有補貼情況下,分布式光伏在中國東部(三類資源區)具備商業競爭優勢。在未來10年內,分布式光伏在三類資源區的電價還可以進一步下降到0.2元/kWh以下,這是完全有把握的預期。因此,“十四五”期間,分布式光伏的主要發展形式是“自發自用”項目,而5年之后,分布式光伏的全額上網項目也將迎來巨大的市場??傊?,在2021年以后的平價時代,光伏發電在成本上很有競爭力,完全具備規?;l展的商業潛力。目前,美國、歐洲各國和日本最大的商業化光伏市場也都是“自發自用”(Self-Consumption)的分布式光伏。

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