分布式光伏可以有效解決棄光問題

　　

　　1.2017年棄光限電問題有所改善，西北五省仍然嚴(yán)重

　　

　　2017上半年，我國光伏發(fā)電量518億千瓦時，棄光電量37億千瓦時，棄光率約為7.14%，同比下降4.5個百分點?？傮w來看，2017上半年我國棄光限電現(xiàn)象好轉(zhuǎn)。棄光比重出現(xiàn)明顯降低。

　　

　　我國的棄光限電現(xiàn)象呈現(xiàn)明顯的區(qū)域化差異的特點。西北五省依然是棄光限電的重災(zāi)區(qū)，2017年上半年，西北五省光伏發(fā)電量186.34億千瓦時，占全網(wǎng)總發(fā)電量的5.61%；利用小時數(shù)620小時，棄光電量34.29億千瓦時，棄光率15.5%。西北及五省（區(qū)）棄光率依次為：陜西9.7%、甘肅24.1%、青海5.3%、寧夏5.6%、新疆26.5%。其中陜西和青海棄光率出現(xiàn)了回升，雖然被列為棄光重災(zāi)區(qū)的新疆（含兵團）、甘肅地區(qū)，其棄光率分別同比下降6%和10%，但仍有達高達25%的棄光率，西北五省的棄光限電現(xiàn)象依然嚴(yán)峻，并未有實質(zhì)好轉(zhuǎn)。
 

　　
 

　　從并網(wǎng)運行角度來看，西北光伏發(fā)電受限原因主要包括：一是近年來光伏裝機高速增長，遠超電網(wǎng)接納能力；二是光伏集中并網(wǎng)，與送出通道建設(shè)進度不匹配，通道受阻嚴(yán)重，2017年上半年西北新能源受阻電量中九成左右為通道制約；三是現(xiàn)階段網(wǎng)內(nèi)熱電機組比重大，缺乏火電（熱電）機組最小開機方式及調(diào)峰能力標(biāo)準(zhǔn)等因素導(dǎo)致新能源消納面臨調(diào)峰制約；四是目前的新能源日前預(yù)測及超短期預(yù)測精度不高，準(zhǔn)確率不足90%，不能有效指導(dǎo)日前方式安排和短期交易開展。

　　

　　2.分布式有助于促進消納

　　

　　雖然我國上半年總體棄光現(xiàn)象有所改善，但與歐美發(fā)達國家，尤其德國1%的棄光率仍有較大差距。從國家相關(guān)部門制定的計劃來看，爭力爭2017-2018年，棄光矛盾得到有效緩解，到2020年，根本解決新能源消納問題，棄光率控制在5%以內(nèi)。

　　

　　就目前而言，暫停安排光伏發(fā)電站建設(shè)，來抑制棄光限電現(xiàn)象，并不是長久之計。“十三五”期間，我國特高壓建設(shè)將持續(xù)提速，貫穿整個五年計劃。根據(jù)國家電網(wǎng)預(yù)算，2020年之前特高壓投資預(yù)計將達7000億元，特高壓建設(shè)線路總計將超過30條，長度將達8.9萬公里、變電（換流）容量達7.8億千伏安（千瓦）。特高壓提速顯然有助于緩解西北棄光現(xiàn)象，但是特高壓建設(shè)周期較長，光伏發(fā)電具有波動性，增加了大規(guī)模輸電的難度；此外長距離輸電，無疑會導(dǎo)致線路損耗加大，對去光伏發(fā)電來說本身就是效益的消減。

　　

　　分布式光伏能有效解決消納問題，因為分布式光伏電源處于用戶側(cè)，發(fā)電供給當(dāng)?shù)刎摵?，視作負載，可以有效減少對電網(wǎng)供電的依賴，實現(xiàn)就近消納，同時還可以減少線路損耗。

　　

　　分布式光伏發(fā)電收益優(yōu)于集中式光伏電站

　　

　　1.分布式光伏發(fā)電三種收益模式

　　

　　收益是考量集中式與分布式光伏發(fā)電必不可少的一項指標(biāo)。集中式光伏電站和分布光伏發(fā)電項目收益模不同，集中式電站全部按照發(fā)電上網(wǎng)經(jīng)營，分布式光伏則有三種模式：

　　

　　（1）自發(fā)自用：發(fā)電量全部用于自身消納。這種模式一般應(yīng)用于用戶側(cè)用電負荷較大、且用電負荷持續(xù)、一年中很少有停產(chǎn)或半停產(chǎn)發(fā)生的情況下，或者是，就算放假期間，用戶的用電維持負荷大小也足以消納光伏電站發(fā)出的絕大部分電力。

　　

　?。?）自發(fā)自用+余電上網(wǎng)：發(fā)的電量首先用于自身消納，對于用不完的余電上網(wǎng)賣給國家。對于大多數(shù)看好分布式發(fā)電的用戶來說，選擇自發(fā)自用余電上網(wǎng)是最理想的模式，這樣即可以拿到自發(fā)自用較高電價，又可以在用不掉的情況下賣電給電網(wǎng)。

　　

　　（3）全額上網(wǎng)：如同地面集中式電站全部按照發(fā)電上網(wǎng)經(jīng)營模式，直接上網(wǎng)賣電一直是光伏應(yīng)用的主流，因為其財務(wù)模型簡單，并且相對可靠，而樂于被資本所親睞。
 

　　

 

　　2.標(biāo)桿上網(wǎng)電價持續(xù)下調(diào)，分布式收益優(yōu)勢凸顯

　　

　　近幾年，國家逐步降低了對光伏發(fā)電的補貼力度。在2013年，一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為每千瓦時0.90元、0.95元、1.00元。2016年12月的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價的通知》顯示，2017年1月1日之后，一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別調(diào)整為每千瓦時0.65元、0.75元、0.85元。最近國家發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于2018年光伏發(fā)電項目價格政策的通知》，自2018年1月1日之后，一類至三類地區(qū)的新建光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價分別為0.55、0.65、0.75元，分布式光伏自發(fā)自用補貼從0.42元下降0.37元，下降幅度0.05元，仍然具有明顯優(yōu)勢。
 

　　
 

　　通過上表不難發(fā)現(xiàn)：分布式光伏發(fā)電若采用全額上網(wǎng)模式運營，其收益等同于地面集中式光伏電站的收益。若采用自發(fā)自用、自發(fā)自用+余電上網(wǎng)模式，收益明顯高于地面集中光伏電站。考慮到當(dāng)?shù)孛摿蛎弘妰r低于當(dāng)?shù)赜秒婋妰r，因此采用完全自發(fā)自用模式的收益最高，度電收益大于1.00元/Kwh。

　　

　　當(dāng)然除了國家補貼外，為促進分布式光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。各省市也積極響應(yīng)，全國多個地方也相繼出爐了分布式太陽能補貼政策，若加上地方補貼，分布式光伏相比于地面集中電站的收益優(yōu)勢將更加明顯。
 

　　
 

　　3.分布式光伏發(fā)電收益率高，回本時間短

　　

　　下面我們通過，具體案例，對上海地區(qū)裝機為容量為5kW居民用屋頂分布式光伏投資收益進行下測算：（執(zhí)行2017年標(biāo)準(zhǔn)）

　　

　　為了便于測算，首先做一些假設(shè)：

　　

　　1、對于上海地區(qū)全年日照時間，假定平均每天3.8小時；

　　

　　2、組件、逆變器等系統(tǒng)的損耗為20%，因此系統(tǒng)的實際的發(fā)電效率為80%；

　　

　　3、參考國家、上海分布式補貼政策，國家補貼為0.42元/hWh，上海地方補貼0.4元/KWh；

　　

　　4、分布式光伏系統(tǒng)的成本為7元/W；

　　

　　5、當(dāng)?shù)氐拿摿蛎弘妰r格為0.39元/KWh，不考慮上海梯度電價，居民用電價格取0.5元/KWh。

　　

　　6、若按自發(fā)自用+余電上網(wǎng)模式，這是一個四口之家，根據(jù)上海人均年度用電數(shù)據(jù)，年用電量：800*4=3200KWh
 

　　
 

　　不難發(fā)現(xiàn)，對裝機容量為5kW居民用屋頂分布式光伏系統(tǒng)來說，五年即回本，此后就是投資凈收益，往往光伏系統(tǒng)的使用壽命達長達20-25年，分布式光伏投資回報率還是很高的；若是商業(yè)用戶，其用電價格高于居民用電價格，甚至實現(xiàn)完全自發(fā)自用，其收益率將更高。