目前的光伏產業,很難用好和壞來形容。
一方麵市場增量空間巨大,為了實現氣候目標, 2040年前,全球光伏發電量將從2萬億千瓦時增長到接近於40萬億千瓦時,將迎來20倍以上的增長,增量空間巨大。
另一方麵,中國的光伏產業麵臨內憂外患處境,外部麵臨歐美等國家的各種限製和調查,內部遭遇史上最強內卷,產能過剩,供需錯配,價格戰不斷,讓很多光伏企業陷入“精神和肉體”的內耗,每走一步都“步步驚心”。
除了內憂外患,從事國內業務的光伏企業,還麵臨政策不確定性和各種利益博弈的幹擾。
有時,表麵上看起來前途大好、符合方向的政策,但在具體落地過程中,會遭遇各種現實掣肘和不確定性。
6月26日,國家能源局的一則回複,就讓幾十萬光伏從業者摸不著頭腦。
有網友提問:一家光伏電站投資公司,擬在山西成立“項目公司”與一家大型冶金企業合作,投資建設與經營工商業分布式光伏項目。冶金企業要求采用“自發自用、餘電上網”的模式,於是投資公司準備以“項目公司”為主體備案。當地能源局認可以“項目公司”為備案主體做餘電上網。
但問題來了,供電公司不認可,要求以“冶金企業”為主體來備案才行。以“項目公司”作為備案主體須采用“全額上網”模式並網。
項目投資公司無奈,就來谘詢國家能源局,當地供電公司的做法是否正確。
很顯然,這是一個第三方投資工商業分布式光伏項目的典型案例,裏麵涉及到當地能源局(管理部門)、供電公司(即電網側)、冶金企業(即業主方或電力用戶)、項目開發企業(即第三方開發主體)之間的關係。
這個問題可能比較普遍,所以國家能源局單獨在網站上進行了回複,並且對外公開。
但這個回複經媒體報道後,立刻引發了業界的廣泛爭議。因為看完這個回複,大家還是不明白,“項目公司”是否可以作為備案主體?是否可以采用“自發自用、餘電上網”的模式?
國家能源局引述了一大堆文件,但就是沒有明確表態。這些文件既可以解讀為支持供電公司,也可以解讀為支持項目開發公司。
國家能源局引述的幾個文件,大體在表達兩層意思:
一是鼓勵各類電力用戶按照“自發自用,餘量上網,電網調節”的方式建設分布式光伏發電係統。
也就是說,冶金企業作為電力用戶,想采用“餘電上網”的模式沒問題。
二是鼓勵各類電力用戶、投資企業、專業化合同能源服務公司、個人等作為項目單位,投資建設和經營分布式光伏發電項目。
也就是說第三方與電力用戶,即冶金企業合作投資建設分布式光伏項目也沒問題。項目公司和電力用戶都可以備案。
但最關鍵的問題是,以“項目公司”為備案主體,而非冶金企業,是否可采用“自發自用、餘電上網”的模式?是否符合相關規定?通過國家能源局的回複,還是得不出答案。因為文件隻說了電力用戶可“自發自用、餘電上網”,而第三方不是電力用戶。
這裏,是政策本身就沒有規定清楚?還是管理部門兩邊都不想得罪?而電網公司不讓項目公司備案,是有意為難?還是項目另有什麽隱情?
從目前透露的信息看,我們無法就上述問題得出結論。
從電網企業來看,拒絕項目公司采用“自發自用、餘電上網”也有道理。項目公司自己不用電,還采用“餘電上網”,就成了發電-供電企業,有餘電的時候又成了發電企業。這就是事實上的小電網企業了,但它又不承擔電網企業的責任,例如調頻、調壓、調峰等。
這裏涉及到“項目公司”的定位問題。如果是作為發電主體,就需要全額上網,不可搞轉售電,不可逃避國家規定的輸配電價和政府基金等費用。
但是從各地的實踐來看,大部分地方都是鼓勵這種第三方開發的,有些地方甚至明確“取消電網企業出具消納意見”。
比如6月15日,四川省發展改革委和能源局聯合印發《關於做好分布式光伏開發建設有關事項的通知》,明確指出,分布式光伏備案無需取得電力消納意見。
該《通知》其實是對此前四川省政策的糾偏。《通知》認為,此前四川省將電力消納意見作為分布式光伏接入的前置條件,違背了國家對於新能源開發建設的相關政策精神,既阻礙了分布式光伏發展,又影響了電網加強配電網建設的積極性。
國家能源局是支持四川這個糾偏的,還在官網上轉載了四川的做法。
在江蘇的揚州市,對分布式光伏則采取“政府引導、市場主導”原則,鼓勵各類市場主體公平參與分布式光伏開發建設、運營和管理。分布式光伏發電項目按照“誰投資、誰備案、誰擔責”的原則實行備案管理。
2023年,安徽省能源局發布的《關於進一步推進分布式光伏規範有序發展的通知》明確,分布式光伏項目由屋頂產權所有人自主選擇投資開發企業後,由投資開發企業申請備案。完成備案後,以備案企業名義申請電網接入。
各地的實踐,其實都在支持第三方社會力量參與分布式光伏的建設,而且支持項目方作為備案主體,可申請電網接入。
當然,這裏確實存在一個電網承載與消納的問題。
2021年平價時代開啟後,分布式光伏迎來新生,戶用和工商業光伏滲透率持續提速,如今已與集中式光伏兩分天下。未來,全國分布式光伏裝機前景廣闊,華福證券的報告預計,2024/2025/2026 年全國分布式光伏新增裝機將分別為116/143/188GW。
但光伏出力不穩定且與用電負荷不匹配,可控電源調節難度增加,如何破解分布式光伏的大發展與電網承載力不足的矛盾?現在到了亟需推進的階段。
目前從國家政策來看,剛開始是以政策鬆綁及價格信號引導,解燃眉之急。比如首先設置分時電價,初步引導用戶晚峰負荷向午間和夜間轉移。截止目前為止,國內已經有18個省份,在全年,幾個月,或重大節日執行1小時~8小時的穀段電價或發布了征求意見文件。
圖說:已有18省份執行光伏穀段電價或發布征求意見。來源:光伏資訊
前段時間,國家還發布政策放寬95%消納紅線,據華福證券測算,利用率要求從95%降到90%,2024~2025年調峰空間能夠釋放50.5/68.1GW,且90%利用率下,工商業分布式光伏內部收益率(IRR)達22.76%,消納紅線放鬆後分布式展現出更大韌性。
從長遠看,當然要加快配電網的改革和建設速度,增加分布式接入規模同時,增強剩餘新能源電力外送消納能力。但電網建設是一個漸進的過程,電網投資和改造,是一個漫長的過程,數萬億支出,誰來投資,誰是出資主體?走什麽技術路線,都需要頂層規劃設計。
在電網瓶頸製約下,現在很多地方暫停分布式光伏項目的備案,這說明,分布式光伏想離開大電網“單飛”,是不現實的。包括分布式光伏在內的新能源要想取得主導地位,電網升級和新型電力係統建設才是最關鍵的環節。