那么，發(fā)電企業(yè)完成非水可再生能源指標的出路究竟何在呢？

　　

　　完不成非水可再生能源指標或將導致電企被取消發(fā)電許可

　　

　　早在2016年，國家能源局下發(fā)了《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發(fā)電配額考核制度有關要求的通知》，明確要求對燃煤火電機組強制實行非水可再生能源的配額考核機制，2020年，國內所有火電企業(yè)所承擔的非水可再生能源發(fā)電量配額需占火電發(fā)電量的15%以上。同時，通知中明確規(guī)定，對于沒有完成配額要求的燃煤發(fā)電企業(yè)，應責令其在規(guī)定期限內完成配額要求，逾期仍未完成的，取消該發(fā)電企業(yè)的發(fā)電業(yè)務許可證。

　　

　　此政影響最大的無疑是以國家電網、華能、大唐、華電、國電、國家電投等”五大四小“為代表的發(fā)電企業(yè)。截至2014年底，“五大四小”發(fā)電集團火電裝機量為525GW左右，占全國火電裝機總量的57%。從擁有煤電機組的發(fā)電集團裝機量來看，風電和光伏裝機量占比仍然較低，裝機量超過15%的僅有國電集團，大部分發(fā)電集團這一比例都在10%以下。

　　

　　目前，距離距離2020年大限又近了一年。電企們是否已經找到了應對之策呢?

　　

　　尋找生機發(fā)電企業(yè)完成非水指標的出路有哪些？

　　

　　綜合來看，能幫助電企們完成非水可再生能源指標的方式有以下幾種:

　　

　　綠證交易。綠證交易制度的實施可以為發(fā)電企業(yè)提供了一個可再生能源的交易平臺。企業(yè)可以通過綠證交易來獲得可再生能源的份額。但是僅憑綠證交易，無疑是杯水車薪，遠遠不能滿足需求。所以解決問題的根本出路，還是在于要加大非水可再生能源項目的持有量。

　　

　　風能電站。風能是一種無污染、零排放、取之不盡用之不竭的自然資源，電企可以通過對風能電站的建設或持有來增加非水可再生能源份額。不過由于風能電站對當?shù)氐娘L力條件要求苛刻，發(fā)電不穩(wěn)定等劣勢。在電力需求更多、而風能匱乏、土地資源緊張的東部地區(qū)無法落地建設。即便是風能較為集中的西部地區(qū)，棄風現(xiàn)象也十分嚴重。據統(tǒng)計，2016年，風電發(fā)電量524.64億千瓦時，棄風電量262.25億千瓦時，棄風率33.34%。西北五?。▍^(qū)）中，甘肅、新疆、寧夏風電運行形勢最為嚴峻，棄風率依次為43.11%、38.37%和13.05%。此外，陜西棄風率為6.61%。

　　

　　潮汐電站和地熱電站。潮汐電站和地熱電站也是利用自然資源進行發(fā)電的非水可再生能源，然而潮汐電站和地熱電站要求建設海灣或有潮汐的河口。而地熱電站要求地下有熱水、高溫巖體或蒸汽資源，因此此類電站數(shù)量很少，更無承擔重任的可能。

　　

　　光伏電站。由于太陽能幾乎無處不在，太陽能光伏電站可以在國內大部分地區(qū)建設。而且光伏電站轉化率高、發(fā)電量相對穩(wěn)定。由此看來，能夠幫助發(fā)電企業(yè)完成非水可再生能源指標的這一重擔只有落在光伏電站的肩上。

　　

　　光伏電站能否承擔完成非水指標重任？

　　

　　眾所周知，光伏電站根據建設形式和規(guī)模，可分為大型集中式地面電站和電站。而在我國，光伏電站的主力軍是大型集中式地面電站。整個2016年，中國光伏新增裝機容量達到34.54GW，其中地面電站30.3GW，占比超過87%。

　　

　　不過，土地、限電、補貼指標等始終沒能解決，成為阻礙集中式地面光伏發(fā)展的三座大山。再加上我國集中式光伏電站由于項目過于集中、電網不易消納、輸送困難等原因，“棄光現(xiàn)象”越來越突出。據統(tǒng)計，2016年，量287.17億千瓦時，棄光電量70.42億千瓦時，棄光率19.81%。尤其以新疆、甘肅棄光現(xiàn)象最為嚴重，棄光率分別高達32.23%和30.45%。如此高的棄光率導致地面電站的投資收益率難以保證。

　　

　　由于并網配額指標的限制，地面光伏電站在630以后卻面臨并網難的問題。在630之前，冀北電網就已暫停大規(guī)模630并網請求，50多個光伏電站無法并網。暫停的一個重要原因就是：目前冀北電網的可再生能源裝機比例過高，可能會影響到首都的供電安全。截至2016年底，河北省累計總裝機6324萬kW。其中，風電1188萬kW，光伏443萬kW。風電和光伏的累計裝機量，已經占到河北省總裝機的26%。冀北的可再生能源比例高于冀南，可再生能源裝機應該已經在30%左右。這將可能會對電網的安全運行造成影響。

　　

　　而在南方，水電占比過高導致地區(qū)上網電價下降。此前，云南、四川曾因為由于本省水電裝機比例超過了70%。以水電的上網電價代替脫硫煤電價。如此一來，已經并網的光伏電站上網電價相當于降低0.1元/kWh左右。上網電價的下降意味著投資收益率的下降，這對地面光伏電站在這些地區(qū)的發(fā)展是非常不利的。

　　

　　在廣大西部地區(qū)，地區(qū)限電導致電力外輸困局。為了解決西部電力消納問題，我國建設了20多條特高壓省際外送通道。然而，一方面輸電有成本，特高壓的成本尤其高；另一方面，遠距離輸電，電力損耗特別嚴重。因此，本省消納能力相對于裝機嚴重不足的地區(qū)，必然會產生限電。

　　

　　在西部限電情況下，東部的光伏電站因為幾乎無空地可用，因此項目多是以“農光互補”的形式開展，這帶來了土地費用的大幅增加。

　　

　　光伏扶貧項目由政府主導，收益率不高，而且指標有限，并非是電企的最佳選擇。而領跑者基地項目競爭激烈，狼多肉少，而且政府更傾向于選擇擁有制造能力的光伏企業(yè)，電力企業(yè)更無多少機會。

　　

　　以上種種困境，導致目前地面光伏電站、農光互補電站、光伏扶貧項目和領跑者基地項目都難以完全承擔完成非水可再生能源指標的重任。

　　

　　屋頂分布式光伏電站是完成非水指標的最佳選擇

　　

　　近年來，分布式光伏電站發(fā)展勢頭十分迅猛。據權威人士分析，2017年上半年，光伏電站新增裝機量預計將突破22GW，其中工商業(yè)屋頂分布式光伏預計新增3.5GW，占比超過16%。

　　

　　分布式光伏電站之所以能有如此快速的發(fā)展，正是因為具有如下優(yōu)勢：一是因其利用閑置屋頂資源，不占用空地資源。在土地資源非常緊張的東部地區(qū)也可以進行建設，不受地域限制。二是可以隔墻售電，分布式發(fā)電項目所發(fā)的電不僅可以自發(fā)自用，滿足自用需求，還可以與配電網內的就近用戶進行電力交易，并委托電網公司代為收繳電費，保障經濟收益。三是政府補貼發(fā)放及時。因光伏補貼是惠民工程，政府會優(yōu)先發(fā)放屋頂分布式光伏電站的光伏發(fā)電補貼。

　　

　　正是這些優(yōu)勢，讓分布式光伏項目成為各大光伏投資商爭相投資的最佳選擇。

　　

　　優(yōu)質屋頂資源稀缺必須搶先布局分布式

　　

　　對于發(fā)電企業(yè)而言，大舉進軍分布式光伏領域并非可以一帆風順。他們將遇到最大的問題:適合建設分布式光伏電站的優(yōu)質屋頂已經成了稀缺資源。

　　

　　630并網狂潮的背后，是諸多新能源企業(yè)對優(yōu)質屋頂資源的一輪又一輪的搶占和掠奪。例如山東，近30家光伏企業(yè)已經把山東省內的優(yōu)質屋頂資源瓜分完畢。在全國其他地方也是如此。因此，在630以后，留給發(fā)電企業(yè)的優(yōu)質屋頂資源所剩無幾。優(yōu)質屋頂資源的存量稀缺，使得各發(fā)電企業(yè)必須重新審視完全依靠自身去建設分布式光伏電站的困難度和必要性。

　　

　　建不了分布式光伏項目，那么就只能進行收購。而各大分布式光伏投資商目前持有的屋頂資源，都是經過重重篩選的優(yōu)質屋頂資源，建成后也將是優(yōu)質分布式光伏項目。“五大四小”們通過對這些已有項目的收購，可以跳過繁瑣的尋找屋頂、規(guī)劃、論證、設計、建設、并網等過程，快速完成15%非水可再生能源指標配額。

　　

　　無論是自建，還是收購，發(fā)電企業(yè)都必須抓緊對分布式光伏項目的擴增。因為非水可再生能源的未來出路就在分布式，“得屋頂者，得天下。”