西北光伏發(fā)展增長較快 電源結構不斷優(yōu)化

　　

　　(一)光伏裝機情況

　　

　　截至2017年底，三省(區(qū))累計并網(wǎng)光伏容量1964.37萬千瓦，占總光伏裝機量17.03%。其中陜西并網(wǎng)容量545.77萬千瓦，占全省總裝機11.35%，同比增長76.23%;寧夏并網(wǎng)容量620.9萬千瓦，占全區(qū)總裝機14.83%，同比增長15.03%;青海并網(wǎng)容量797.7萬千瓦，占全省總裝機31.37%，同比增長13.8%。

　　

　　(二)光伏發(fā)電量情況

　　

　　2017年，三省(區(qū))光伏累計發(fā)電量238.35億千瓦時，棄光電量19.87億千瓦時，棄光率7.69%。陜西2017年度光伏發(fā)電量為52.77億千瓦時，上網(wǎng)電量51.57億千瓦時，棄光電量7.53億千瓦時，棄光率13%，相比2016年上升6.11個百分點，全年光伏利用小時數(shù)為1337小時;寧夏2017年發(fā)電量為72.31億千瓦時，上網(wǎng)電量71.46億千瓦時，棄光電量4.84億千瓦時，棄光率6.4%，相比2016年下降0.8個百分點，全年光伏利用小時數(shù)為1368小時;青海2017年發(fā)電量為113.27億千瓦時，上網(wǎng)電量112.63億千瓦時，棄光電量7.5億千瓦時，棄光率6.2%，相比2016年下降2.1個百分點，全年光伏利用小時數(shù)為1515小時。

　　

　　(三)電網(wǎng)配套建設和電力消納措施情況

　　

　　為促進電網(wǎng)與新能源協(xié)調發(fā)展，三省(區(qū))電網(wǎng)企業(yè)積極落實光伏發(fā)電項目接入條件，優(yōu)化新能源接入電網(wǎng)前期工作流程，為光伏發(fā)電企業(yè)提供優(yōu)質高效的并網(wǎng)服務。

　　

　　國網(wǎng)陜西省電力公司在積極支持和服務新能源發(fā)展的同時，高度重視新能源消納問題，通過建設陜北新能源 AGC 控制系統(tǒng)、實施陜北安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)改造、推進陜北小火電自備電廠關停和清潔能源替代、斷開陜北引接外省電源等措施，提升了陜北新能源就地消納能力。在光伏接入申請辦理時，結合國家確定的光伏發(fā)展目標、光伏建設周期、消納能力，控制接入辦理節(jié)奏。

　　

　　國網(wǎng)寧夏電力公司認真審核接入系統(tǒng)設計方案，與光伏發(fā)電企業(yè)建立前期工作信息聯(lián)絡通道，優(yōu)化工作流程，及時協(xié)調解決問題。針對網(wǎng)內部分斷面網(wǎng)絡約束引起的新能源棄電問題，優(yōu)化完善網(wǎng)架結構，提升輸送能力。積極建設風光火功率協(xié)調控制系統(tǒng)，優(yōu)化火電開機方式，促成直流配套電源參與區(qū)內調峰。

　　

　　國網(wǎng)青海省電力公司各專業(yè)部門積極配合光伏項目接入、并網(wǎng)、轉商運等工作，主動協(xié)調青海省富余光伏電量外送華中、華北等電網(wǎng)，并進行新能源預測系統(tǒng)功能升級，優(yōu)化超短期電網(wǎng)各斷面接納空間預測，為日內現(xiàn)貨市場提供技術支持。

　　

　　陜西省地方電力公司積極改造電網(wǎng)網(wǎng)架結構，解決送出瓶頸，有效促進光伏電量消納。2017年，建設多個輸變電工程項目，完成電網(wǎng)投資58718萬元，大幅降低部分區(qū)域光伏發(fā)電棄光率。

　　

　　開展自備電廠清潔能源電量替代交易。陜西于2017年5月開展陜北自備機組清潔替代交易，共組織當?shù)?7家新能源發(fā)電企業(yè)參加，替代電量達到10.8億千瓦時。寧夏將替代交易列入電力直接交易范圍，撮合14家自備電廠關停(壓降)，全年實現(xiàn)替代交易電量12.2億千瓦時，同比增長49.7%。青海停運10萬千瓦自備機組，全年實現(xiàn)替代交易電量6.5億千瓦時。各地通過電量替代交易促進了新能源就近就地消納、有效提升光伏發(fā)電利用小時數(shù)，取得了良好的效果。

　　

　　(四)電費結算及發(fā)放補貼情況

　　

　　三省(區(qū))電網(wǎng)企業(yè)嚴格執(zhí)行國家相關電價政策文件，按時結算光伏發(fā)電企業(yè)電費及可再生能源補貼，自然人分布式項目由電網(wǎng)企業(yè)及時結算墊付補貼。

　　

　　陜西：截至2017年底，陜西已納入國家前6批可再生能源補助目錄的集中式光伏項目共計33個，分布式光伏項目10個。2017年，國網(wǎng)陜西省電力公司光伏發(fā)電累計結算電費11.62億元，共收到國家補貼資金8.6億元，支付補貼資金8.6億元，集中式光伏項目補貼資金已支付至2016年11月，自然人項目及納入目錄的非自然人分布式光伏項目按月支付;陜西地方電力公司，累計結算光伏項目電費3.5億元，共收到國家補貼資金4.42億元，支付補貼資金4.42億元，集中式光伏項目補貼資金已支付至2017年6月，自然人項目及納入目錄的非自然人分布式光伏項目按月支付。

　　

　　寧夏：截至2017年底，寧夏已納入國家前6批可再生能源補助目錄的集中式光伏項目共計98個，分布式光伏項目5個。2017年，寧夏電力公司累計結算電費11.91億元，共收到國家補貼資金22.44億元，支付光伏項目補貼資金22.44億元，集中式光伏項目補貼資金已支付至2016年11月，自然人項目及納入目錄非自然人分布式光伏項目按月及時支付。

　　

　　青海：截至2017年底，青海已納入國家前6批可再生能源補助目錄的集中式光伏項目共計165個，分布式光伏項目5個。2017年，國網(wǎng)青海省電力公司光伏發(fā)電累計結算電費20.59億元，共收到國家補貼資金63.87億元，支付補貼資金63.87億元，集中式光伏項目補貼資金已支付至2017年3月，自然人項目及納入目錄的非自然人分布式光伏項目按月及時支付。

　　

　　(五)土地使用稅費征收及其他費用情況

　　

　　三省(區(qū))光伏用地在土地性質和執(zhí)行政策上存在差異，土地使用費用的征收范圍與征收標準均不相同。其中，陜西榆林地區(qū)由于國土和林業(yè)對土地性質認定不同，存在雙重收費情況，涉及土地使用稅、耕地占用稅、土地復墾、植被恢復費、綠化保證金等相關稅費約11項，大部分按照全站區(qū)面積計算征收;寧夏由政府出臺統(tǒng)一的土地使用費用征收標準，并依據(jù)用地性質收取耕地占用稅和植地恢復費;青海光伏項目多采取劃撥、出讓的供地方式，涉及征地補償費、土地出讓金等費用，草原植被恢復費按站區(qū)內建設用地部分收取，土地使用稅暫緩征收。

　　

　　(六)光伏扶貧、領跑者項目建設情況

　　

　　三省(區(qū))電網(wǎng)企業(yè)總體上能夠認真落實國家能源局關于光伏扶貧項目電源接入的相關要求，各專業(yè)部門協(xié)同配合，整合服務資源，精簡并網(wǎng)手續(xù)，做好全過程服務工作，開辟“綠色通道”，實行“一站式”服務，優(yōu)先保障項目順利并網(wǎng)。2017年符合條件的所有光伏扶貧項目都按期并網(wǎng)。

　　

　　按照國家能源局《關于公布2017年光伏發(fā)電領跑基地名單及落實有關要求的通知》(國能發(fā)新能〔2017〕76號)，陜西渭南、青海格爾木、德令哈獲批光伏發(fā)電應用領跑基地，陜西銅川獲批光伏發(fā)電技術領跑者基地項目。目前，四個基地已完成企業(yè)競爭優(yōu)選工作，現(xiàn)轉入領跑基地項目建設前期準備階段，主要展開土地流轉、開發(fā)協(xié)議起草完善、項目報建、電網(wǎng)送出工程審批等工作，各光伏應用領跑基地6月30前具備開工建設條件。

　　

　　(七)新能源微電網(wǎng)項目創(chuàng)新發(fā)展情況

　　

　　依據(jù)2017年國家發(fā)展改革委國家能源局發(fā)布的《關于印發(fā)新能源微電網(wǎng)示范項目名單的通知》(發(fā)改能源〔2017〕870號)，陜西寶雞和寧夏吳忠分別有1個項目獲準試點。其中，陜西寶光項目因自身資金短缺暫未能實施;寧夏嘉澤紅寺堡新能源智能微電網(wǎng)示范項目投資金額為2300萬元，2016年8月開工建設，2017年12月11日并網(wǎng)發(fā)電。項目采取“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)、電網(wǎng)調劑”的運營機制，運用風、光、儲能、冷熱電聯(lián)供等多種能源形式，通過對智能微電網(wǎng)內電源、儲能、負荷以及并網(wǎng)點進行潮流監(jiān)控，依據(jù)動態(tài)控制策略，已實現(xiàn)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟并網(wǎng)運行，取得示范效應。

　　

　　光伏發(fā)展難題迭出

　　

　　在檢查中，工作組還發(fā)現(xiàn)了七大問題，有待改進。

　　

　　一是光伏項目存在超規(guī)模建設并網(wǎng)的現(xiàn)象。近年來，隨著國家對清潔能源產業(yè)的支持，光伏發(fā)電建設規(guī)?？焖僭鲩L。從檢查情況看，自2014年國家開始下達年度規(guī)模以來，陜西實際并網(wǎng)容量442.67萬千瓦，超出國家下達規(guī)模75.72萬千瓦。

　　

　　二是電網(wǎng)電源規(guī)劃建設不配套，局部地區(qū)棄光率依舊維持在較高水平。由于各省在規(guī)劃光伏電站時，優(yōu)先發(fā)展日照資源豐富、地理條件較好的地區(qū)，但當?shù)叵{能力不足，電網(wǎng)建設及升級改造相對滯后，外送通道受限，造成棄光限電率較高。

　　

　　比如，陜西地方電網(wǎng)內的光伏項目(含光伏扶貧)快速發(fā)展，受當?shù)赜秒娯摵上拗疲糠止夥l(fā)電量需要上一級電網(wǎng)消納，由于國網(wǎng)陜西公司不予結算倒送電量，導致光伏棄光率加劇，個別光伏電站棄光率達到34%。

　　

　　結合具體數(shù)值來看，陜北地區(qū)光伏發(fā)電總裝機容量為375.25萬千瓦，占到全省光伏裝機總量的84.66%，棄光率平均達到14.8%;寧夏吳忠、中衛(wèi)地區(qū)光伏發(fā)電總裝機容量為335.8萬千瓦，占到全區(qū)光伏裝機總量的57.12%，棄光率平均達到7.4%;青海海南、海西州光伏發(fā)電總裝機容量為738.35萬千瓦，占到全區(qū)光伏裝機總量的94.2%，棄光率平均達到10.12%。

　　

　　三是電網(wǎng)企業(yè)落實光伏項目接網(wǎng)工程政策不到位。按照國務院《關于促進光伏產業(yè)健康發(fā)展的若干意見》(下稱《通知》)要求：“接入公共電網(wǎng)的光伏發(fā)電項目，其接網(wǎng)工程以及接入引起的公共電網(wǎng)改造部分由電網(wǎng)企業(yè)投資建設”，但從檢查情況看，陜西、寧夏光伏發(fā)電項目配套接網(wǎng)工程大部分由光伏發(fā)電企業(yè)自建，且電網(wǎng)企業(yè)開展回購工作緩慢，造成光伏項目投資建設管理不規(guī)范，增加了光伏投資成本。

　　

　　四是全額保障性收購光伏發(fā)電量政策執(zhí)行不到位?！锻ㄖ芬螅?ldquo;保障性收購電量應由電網(wǎng)企業(yè)按標桿上網(wǎng)電價和最低保障收購年利用小時數(shù)全額結算，超出最低保障收購年利用小時數(shù)的部分應通過市場交易方式消納”，而檢查中發(fā)現(xiàn)陜西、寧夏、青海部分光伏電站未達到最低保障收購年利用小時數(shù);同時，通過開展市場化交易，降低了保障利用小時數(shù)以內的上網(wǎng)電價，未能達到保障性收購政策的目標要求。

　　

　　五是光伏項目建成后不能及時并網(wǎng)。國網(wǎng)陜西省電力公司電網(wǎng)轄區(qū)內部分光伏項目送出工程建設緩慢，光伏項目建成后不能及時并網(wǎng)發(fā)電。如陜西榆林市定邊縣公布井光伏園區(qū)330千伏送出線路，于2016年7月核準由國網(wǎng)陜西省電力公司建設，計劃2017年6月30日建成投運。由于線路施工建設滯后，導致園區(qū)內120兆瓦已建成光伏項目，一年多不能并網(wǎng)發(fā)電，隨著國家光伏標桿上網(wǎng)電價持續(xù)下調，給光伏企業(yè)造成巨大損失。

　　

　　六是電費結算不及時。陜西省地方電力公司在支付光伏上網(wǎng)電費中，未做到一口對外、內轉外不轉，結算工作流程復雜，流轉周期長，未能嚴格按照規(guī)定及時結算光伏上網(wǎng)電費，也未及時結算財政撥付的可再生能源補貼，光伏企業(yè)經(jīng)濟收益受到影響。

　　

　　七是個別地區(qū)存在擾亂光伏項目建設運營秩序情況。陜西省榆林地區(qū)在光伏項目開發(fā)建設和運營過程中，為了從光伏電站獲取相關利益，部分縣區(qū)存在非法聚眾阻工、強行占據(jù)生產場所的問題，迫使企業(yè)增加不合理補償，導致項目無法正常推進，嚴重影響了光伏電站的正常生產秩序，破壞了當?shù)貭I商環(huán)境。

　　

　　大力優(yōu)化環(huán)境 完善配套措施

　　

　　為優(yōu)化市場環(huán)境，完善配套措施，促進光伏行業(yè)健康發(fā)展，針對上述問題，提出以下四點建議。

　　

　　一是采取有效措施，補足拖欠的光伏補貼資金。進一步優(yōu)化報送、審批流程，縮短申報補貼目錄的審批周期;完善可再生能源補貼支付流程，加快補貼資金發(fā)放進度，緩解企業(yè)資金壓力，促進新能源行業(yè)健康發(fā)展。

　　

　　二是不斷優(yōu)化營商環(huán)境，減輕光伏發(fā)電企業(yè)負擔。建議各地方政府按照國家有關政策，統(tǒng)一土地使用收費標準，做好信息公開，制止、糾正不合理收費，降低運營成本，減輕光伏發(fā)電企業(yè)負擔。各地方政府應增強服務意識，采取有效措施，保護和支持企業(yè)正常的投資行為，進一步規(guī)范光伏建設開發(fā)和運營秩序，營造良好的營商環(huán)境。

　　

　　三是加快實施可再生能源電力配額制度。建議盡快出臺可再生能源發(fā)電配額考核機制，提高可再生能源電力消納比例，進一步調動地方政府積極性，加快省內電網(wǎng)及外送通道建設，緩解光伏棄光限電現(xiàn)象，加大可再生能源對化石能源的替代力度，推進我國能源低碳轉型。

　　

　　四是加大對智能微電網(wǎng)、儲能系統(tǒng)的政策扶持。建議在集中式新能源發(fā)電基地配置儲能電站，實現(xiàn)儲能系統(tǒng)與新能源的協(xié)調優(yōu)化運行，支持建設多應用場景下的智能微電網(wǎng)系統(tǒng)和分布式儲能項目，逐步改變對單一新能源形式的補貼政策，轉向對能源網(wǎng)絡及系統(tǒng)的扶持，提升企業(yè)盈利空間，提高能源資源的利用率。

　　

　　下一步，西北能源監(jiān)管局將督促陜、寧、青三省(區(qū))相關電網(wǎng)企業(yè)對存在問題進行整改，不斷規(guī)范光伏發(fā)電建設和運營秩序，加大常態(tài)化監(jiān)管工作力度，密切跟蹤有關工作動態(tài)，及時發(fā)現(xiàn)新問題，促進光伏行業(yè)健康有序發(fā)展。