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。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)象依然嚴峻，并未有實質好轉。
 

　　
 

　　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)，與送出通道建設進度不匹配，通道受阻嚴重，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)內熱電機組比重大，缺乏火電（熱電）機組最小開機方式及調峰能力標準等因素導致新能源消納面臨調峰制約；四是目前的新能源日前預測及超短期預測精度不高，準確率不足90%，不能有效指導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。

　　

　　就目前而言，暫停安排光伏發(fā)電站建設，來抑制棄光限電現(xiàn)象，并不是長久之計。“十三五”期間，我國特高壓建設將持續(xù)提速，貫穿整個五年計劃。根據(jù)國家電網(wǎng)預算，2020年之前特高壓投資預計將達7000億元，特高壓建設線路總計將超過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，發(fā)電供給當?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。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：

　　

　?。?）自發(fā)自用：發(fā)電量全部用于自身消納。這種模式一般應用于用戶側用電負荷較大、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)。

　　

　?。?）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)賣電一直是光伏應用的主流，因為其財務模型簡單，并且相對可靠，而樂于被資本所親睞。
 

　　

 

　　2.標桿上網(wǎng)電價持續(xù)下調，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《關于調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(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)新建光伏電站的標桿上網(wǎng)電價分別調整為每千瓦時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?？紤]到當?shù)孛摿蛎弘妰r低于當?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，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年標準）

　　

　　為了便于測算，首先做一些假設：

　　

　　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?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。