王斯成:中国能源转型促进光伏快速发展

人民电器集团仪器仪表公司

2018-09-20 21:17:26

摘要:需要补贴的光伏市场可能会大大受限,平均每年大概也就30G,直到平价以后就不再需要补贴,平价光伏市场的开拓需要各方共同努力,需要政府和电网解决三座大山的问题、放开容配比是技术创新的问题。

 需要补贴的光伏市场可能会大大受限,平均每年大概也就30G,直到平价以后就不再需要补贴,平价光伏市场的开拓需要各方共同努力,需要政府和电网解决三座大山的问题、放开容配比是技术创新的问题。另外,新的政策,市场化交易 非水可再生能源电力配额 绿色证书制度 顺价销售,又能开启一大块市场,虽然要补贴,但是通过市场竞争方式解决补贴问题,再加上差异化的市场和出口市场等,发展前景还是很可观的这是国家发改委能源研究所研究员王斯成在第二届光伏电站运维新思路研讨会及培训会议上做了精彩演讲。

<3亿。

<7元,系统造价基本上在6元以下,又有大幅度的削减,所以中国为世界光伏作出了巨大的贡献。

<31之前的政策。

<31”之后没有了,这个直接影响到大概10GW的装机,像户用的开发商几万家,从事户用光伏的就业人口有大约60万人,已经备案或者是已经并网没有备案的这种在建的项目影响非常大,大概是影响到10G,而且大家本来都寄希望于影响的人这么多,整个量可能也就是2、3GW,希望国家能不能把这个口放一放,结果到现在看来不可能再放,分布式的影响非常大。

<31”出来以后整个形势大变。

从统计来看,24GW上半年大概是一半一半,一半是普通电站,一半是分布式,普通电站里实际上有相当一部分有一半左右等于先建先得。另外,“领跑者计划” 扶贫,加起来大概10G,因为下半年没有指标了,一共大约34GW。国家有没有可能把对分布式放个口子,这个看来现在希望不大,因为一放有可能要超过10GW了,至少现在来看整个今年大概34GW,出口还有一部分,出口去年的量,按照协会统计的量是31点几个GW,现在算起来2018年光伏市场的总量应该60多个将近70GW,下半年有没有不要补贴的一些项目,现在都在建,我知道有些工商业屋顶项目还在继续建,因为它不要补贴也能算过账来,还有一部分有些人在做示范,不要补贴的示范。

“领跑者计划”,今年能够并网的大概5个G。扶贫专项,这次理的比较清楚,答记者问,已经批复的扶贫总量大概15GW,已经建成的10GW,大概今年还有5GW左右在继续实施,总的目标大概说是15GW,280万户,实际上大概打不住,整个加起来要解决280万贫困人口的话,大概18个GW,可能还有第二批,“十三五”应该还有第二批扶贫项目。

所以说,现在开拓平价市场,过去我们就只有一个市场,就是补贴市场,现在不要补贴,一这个市场到底有多大,当然这个需要大家共同努力,能不能有技术创新把电价水平降下来。另外政府和电网也需要解决一些问题,我们常说的“五座大山”,“五座大山”我们光伏业内是没有办法解决的,“五座大山”压下来,不说补签拖欠,那“四座大山”影响我们电价20%,我们现在电价平均6毛钱,20%,如果说合理的话,如果能够“五座大山”搬移的话可能能降到4毛钱左右,影响还是相当大的。另外,新的政策措施,市场化交易、绿色证书、强制配额,这个我认为是开启了另外一扇窗,我待会儿会详细的来解释。

“领跑者计划”在“几座大山”问题上解决得比较好,土地不要钱,要么只有1元多钱,如果我们能控制在每平方米每年土地费用是不超过2元的话,我认为还是合理的,现在完全不一样,有的最高的甚至收到6元/平方米,山东发的文是收到每年5元/平方米,而且有的是关门打狗,就是建成以后返过来向你再征收,但是这个政府不大可能一刀切,因为土地有集体所有制的、有国家所有制的,像屋顶都是各自业主的,所以政府也不可能命令以后你就每平方米降到2元,所以这个可能还是需要市场来进行调节,这座大山是不太容易切的,除非像“领跑者计划”政府一刀切,我就可以给你降到2元以下、1元多甚至不要钱。

电网接入,这个主要在电网公司,是不是能够按照国家政策来执行,弃光限发,到底是不是因为安全的问题,还是因为利益之争,利益之争你就应该解决,如果是安全性问题,弃光是合理的,但是这种,能源局一位领导曾经写过一个文章,他就说从运行数据看,没有任何支撑,弃光限电是因为造成了电网安全和电网阻塞而进行的弃光限电,没有这样的数据支撑,就是说目前的弃光限电不是因为对电网造成了威胁而造成了弃光限电,而是利益之争。如果说这样子的话,政府就应该解决、电网就应该解决。融资成本,补贴拖欠,更是应该解决的问题。融资成本,当然政府说的也不算,银行不会听政府的,他有自己运行的原则。

所以非技术成本造成了现在,20%以上的电价成本,所以说这个是应该能够解决才行。

补贴拖欠大家都知道,到2020年如果不采取任何措施要超过3000亿,接网费用实际上国家是有文件的,关于减轻可再生能源负担这个文件特别明确,电网企业负责投资建设接网工程,但是现在大部分接网工程是开发商来投资建设的,也说了,电网企业如果是开发商建设的,电网阶级应该按照协议或者第三方评估的投资额在2018年底前完成回购,但是现在我看了一个消息,回购率只有5%,基本上还是压在开发商头上,包括新建项目,除了领跑者,领跑者是严格按照这个文件执行的,都是电网来进行建设的,但是普通电站就没有这么幸运了。这个问题如果按照国家的文件执行,每瓦9毛钱,每瓦将近1元钱,这个部分的成本如果能够减下去的话这个还是相当可观的。

 

再有一个,我们电网企业实际上很不容易,我们今天能发展到这么大的市场跟电网支持是分不开的。但是有题写问题还需要认真研究。如是不是每个站都必须配无功补偿,是不是每个站都要配功率预测,我们在国外看了很多光伏电站,美国、德国、西班牙、日本,人家也没有配这些东西,应该在你的升压站里配这些东西,但是要压在每个站都这样配是不是有必要,我不是说一定要装或者一定不装,至少应该它山之石可以功玉,至少借鉴一下人家怎么做的。另外光伏电站融配比,国内要求不能超装,超过了逆变器的功率就要拆掉,这个就更没有道理了,国际上普遍都是这样来做的为什么中国就不能这样做。

 

分布式有很多问题,一个是光伏渗透率的问题,逆功率流的问题,我没有看到任何一个有说服力的分析,另外二次接入是不是380度的接入,你要上百万的投资来做二次系统,有没有必要,这个也是压在我们分布式开发商头上的负担,令开发商很困惑,另外就是“净电量计量”,咱们国家是禁止采用,既然我不要补贴,能不能享受“净电量计量”,我可以不要补贴,但是你要我的发电量通通都能够等于电网零售电价的价值?比如说我的用电电价大工业大概7毛钱,我如果说用了“净电量计量”,我所有发电量都享受7毛钱的电价,不要补贴也是合算的,现在咱们国家是双向计量,反送电的部分只能3毛多脱硫电价,而自发自用部分享受的是零售电价,但是“净电量计量”就能够使所有的光伏电量都是享受的7毛钱的电价,所以这个收益是大大不一样的。这些问题电网公司能不能按净用电量来结算,只要光伏的发电量小于一年的用电量,肯定你的光伏电站通通都是享受的高电价,这个是非常简单的,而且也没有交易成本。美国是42个州都是有净电量计量法,就是允许采用“净电量计量”,而且美国很多州都没有补贴,就是按照这个政策推动了光伏的发展。

 

欧洲除了德国以外,其他国家也都是允许才用“净电量计量”,包括日本,所以我们国家为什么不行?国外都是允许的,我们国家不允许。实际上这个政策的执行有利于提高光伏开发商的收益,直接打开一片“自发自用”的平价市场。

 

技术创新也需要政府和电网的支持,为什么?容配比的问题,容配比2010年以后国际上普遍都是采用这个办法,因为可以大大提高收益,另外,比如原来一类地区国家原来限定的是等效利用小时数是1500,实际上这个放开以后增加20%就可以提高到1800,年发电小时数可以大大提高,度电成本成本立刻就可以下来,而且非常好的技术创新手段也已经写进了IEC的标准,国内是不允许的。

 

<6:10,当然不同的地区不一样,至少国外普遍接受的,就是超装60%,就是10兆瓦的电站装16兆瓦的光伏组件,这个是经济性最好的、电价是最低的,这是SMA给的一个报告。

 

如果我们有“五座大山”不放开容配比是这样一个边界条件,如果我们去掉“五座大山”放开容配比另外一套边界条件,当然这是最低。

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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