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光伏业再遭暴击:“自发自用、余电上网”也不让搞了?

发布时间:2024-07-04 作者: 综合破碎机
产品介绍

  一方面市场增量空间巨大,为实现气候目标, 2040年前,全球光伏发电量将从2万亿千瓦时增长到接近于40万亿千瓦时,将迎来20倍以上的增长,增量空间巨大。

  另一方面,中国的光伏产业面临内忧外患处境,外部面临欧美等国家的各种限制和调查,内部遭遇史上最强内卷,产能过剩,供需错配,价格战不断,让很多光伏企业陷入“精神和肉体”的内耗,每走一步都“步步惊心”。

  除了内忧外患,从事国内业务的光伏企业,还面临政策不确定性和各种利益博弈的干扰。

  有时,表面上看起来前途大好、符合方向的政策,但在具体落地过程中,会遭遇各种现实掣肘和不确定性。

  有网友提问:一家光伏电站投资公司,拟在山西成立“项目公司”与一家大型冶金企业合作,投资建设与经营工商业分布式光伏项目。冶金企业要求采用“自发自用、余电上网”的模式,于是投资公司准备以“项目公司”为主体备案。当地能源局认可以“项目公司”为备案主体做余电上网。

  但问题来了,供电公司不认可,要求以“冶金企业”为主体来备案才行。以“项目公司”作为备案主体须采用“全额上网”模式并网。

  很显然,这是一个第三方投资工商业分布式光伏项目的典型案例,里面涉及到当地能源局(管理部门)、供电公司(即电网侧)、冶金企业(即业主方或电力用户)、项目开发企业(即第三方开发主体)之间的关系。

  这个问题可能比较普遍,所以国家能源局单独在网站上进行了回复,并且对外公开。

  但这个回复经新闻媒体报道后,立刻引发了业界的广泛争议。因为看完这个回复,大家还是不明白,“项目公司”是不是能够作为备案主体?是不是能够采用“自发自用、余电上网”的模式?

  国家能源局引述了一大堆文件,但就是没有明确表态。这些文件既可以解读为支持供电公司,也可以解读为支持项目开发公司。

  一是鼓励各类电力用户按照“自发自用,余量上网,电网调节”的方式建设分布式光伏发电系统。

  二是鼓励各类电力用户、投资企业、专业化合同能源服务公司、个人等作为项目单位,投资建设和经营分布式光伏发电项目。

  也就是说第三方与电力用户,即冶金企业合作投资建设分布式光伏项目也没问题。项目公司和电力用户都可以备案。

  但最关键的问题是,以“项目公司”为备案主体,而非冶金企业,是否可采用“自发自用、余电上网”的模式?是不是满足相关规定?通过国家能源局的回复,还是得不出答案。因为文件只说了电力用户可“自发自用、余电上网”,而第三方不是电力用户。

  这里,是政策本身就没有规定清楚?还是管理部门两边都不想得罪?而电网公司不让项目公司备案,是有意为难?还是项目另有什么隐情?

  从电网企业来看,拒绝项目公司采用“自发自用、余电上网”也有道理。项目公司自己不用电,还采用“余电上网”,就成了发电-供电企业,有余电的时候又成了发电企业。这就是事实上的小电网企业了,但它又不承担电网企业的责任,例如调频、调压、调峰等。

  这里涉及到“项目公司”的定位问题。如果是作为发电主体,就需要全额上网,不可搞转售电,不可逃避国家规定的输配电价和政府基金等费用。

  但是从各地的实践来看,大部分地方都是鼓励这种第三方开发的,有些地方甚至明确“取消电网企业出具消纳意见”。

  比如6月15日,四川省发展改革委和能源局联合印发《关于做好分布式光伏开发建设有关事项的通知》,精确指出,分布式光伏备案无需取得电力消纳意见。

  该《通知》其实是对此前四川省政策的纠偏。《通知》认为,此前四川省将电力消纳意见作为分布式光伏接入的前置条件,违背了国家对于新能源开发建设的有关政策精神,既阻碍了分布式光伏发展,又影响了电网加强配电网建设的积极性。

  在江苏的扬州市,对分布式光伏则采取“政府引导、市场主导”原则,鼓励各种类型的市场主体公平参与分布式光伏开发建设、运营和管理。分布式光伏发电项目按照“谁投资、谁备案、谁担责”的原则实行备案管理。

  2023年,安徽省能源局发布的《关于进一步推进分布式光伏规范有序发展的通知》明确,分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后,由投资开发企业申请备案。完成备案后,以备案企业名义申请电网接入。

  各地的实践,其实都在支持第三方社会力量参与分布式光伏的建设,而且支持项目方作为备案主体,可申请电网接入。

  2021年平价时代开启后,分布式光伏迎来新生,户用和工商业光伏渗透率持续提速,如今已与集中式光伏两分天下。未来,全国分布式光伏装机前景广阔,华福证券的报告预计,2024/2025/2026 年全国分布式光伏新增装机将分别为116/143/188GW。

  但光伏出力不稳定且与用电负荷不匹配,可控电源调节难度增加,如何破解分布式光伏的大发展与电网承载力不足的矛盾?现在到了亟需推进的阶段。

  目前从国家政策来看,刚开始是以政策松绑及价格信号引导,解燃眉之急。比如首先设置分时电价,初步引导用户晚峰负荷向午间和夜间转移。截止目前为止,国内已经有18个省份,在全年,几个月,或重大节日执行1小时~8小时的谷段电价或发布了征求意见文件。

  前段时间,国家还发布政策放宽95%消纳红线,据华福证券测算,利用率要求从95%降到90%,2024~2025年调峰空间能释放50.5/68.1GW,且90%利用率下,工商业分布式光伏内部收益率(IRR)达22.76%,消纳红线放松后分布式展现出更大韧性。

  从长远看,当然要加快配电网的改革和建设速度,增加分布式接入规模同时,增强剩余新能源电力外送消纳能力。但电网建设是一个渐进的过程,电网投资和改造,是一个漫长的过程,数万亿支出,谁来投资,谁是出资主体?走什么技术路线,都需要顶层规划设计。

  在电网瓶颈制约下,现在很多地方暂停分布式光伏项目的备案,这说明,分布式光伏想离开大电网“单飞”,是不现实的。包括分布式光伏在内的新能源要想取得主导地位,电网升级和新型电力系统建设才是最关键的环节。

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