光伏接网消纳“硬骨头”有望被“啃”下【《光伏电站开发建设管理办法》开始施行◎通】
讯员 雒德宏 本报记者 何 亮
目前受我国火电、气电、水电、风电、生物质发电能互补电源结构未能统一规划和部署、火电的灵活性改造进展缓慢、现有机组调节性能欠佳等现实问题制约，光伏电站接网消纳问题形势依然严峻。
2022年12月26日，国家能源局发布关于印发《光伏电站开发建设管理办法》(以下简称《办法》)的通知。《办法》自发布之日起施行，有效期5年。《光伏电站项目管理暂行办法》(国能新能〔2013〕329号)同时废止。
近年来，随着光伏技术的进步与成本的下降、碳达峰碳中和目标的提出等，光伏行业的发展环境发生了重大变化。电力增量带来的消纳问题越发突出、光伏产业链价格发生大幅波动……光伏电站开发建设管理的问题需要更符合发展实际的政策来解决。
国家能源局有关负责人介绍，《办法》出台的目的在于规范光伏电站开发建设管理，促进光伏发电行业持续健康高质量发展。
风光大基地承载能源结构调整重任
近些年，国内光伏电站建设和市场格局一直处于动态变化之中。
“早期光伏电站的建设主要看资源禀赋，之后因为西北地区消纳受限和行业技术成本的下降，中东部地面电站和沿海省份的分布式光伏也都得到了快速发展。目前，光伏大基地和分布式光伏由于政策支持力度的加大，成为2022年光伏市场的主要增长点。”中国三峡新能源(集团)股份有限公司(以下简称三峡能源)技术经济中心主任杨本均在接受科技日报记者采访时表示，“风光无限”的大基地建设，承载着中国能源结构调整的重任。
我国西北省份太阳能资源丰富，新能源开发优势明显，但由于经济发展相对滞后，本地电力市场消纳能力有限，而中东部一些地区负荷集中，电力需求明显。
杨本均表示，以“沙戈荒”为代表的第一、二批新能源基地，大多通过相关输电通道打捆外送新能源，在带动区域经济发展的同时，实现能源结构调整，将优势资源转化为促进我国低碳绿色发展的动能。
根据国家能源局的最新统计数据，在2022年的前11个月，中国部署了约65.7吉瓦的太阳能装机和22.5吉瓦的风能装机。国家能源局表示，预计到2023年底，中国的累计太阳能装机容量将达到490吉瓦，风电装机容量430吉瓦。
光伏电站接网消纳难是症结所在
光伏发电具有不连续、不稳定的特点。白天发电晚上不发电，晴天发电阴雨天不发电，云层的干扰还会引发不稳定输出的问题。因此，要将起伏多变的光伏发电“开发足”“输送好”并非易事。
“利用同步电网、火电机组、互补电源、储能等电网的调节能力，实现光伏电站弃电率降低的过程，被称作光伏电站的接网消纳。”杨本均说。大型光伏基地项目大批量开发建设，使得风光项目的全容量接网消纳难以及时有效实现。在杨本均看来，导致问题的原因复杂多样，首当其冲的便是送电“高速公路”——电网建设缓慢。
“就风光大基地建设来说，其特高压外送通道从立项到建成，需要3年左右的时间，但千万千瓦规模的集中式光伏项目，在1至2年内即可建成。”杨本均表示，外送通道的规划和建设涉及线路走向、落地点，受端和送端的电价、电量，以及灵活调节新能源并网波动性的资源配置等复杂的电力系统规划。因此，在风光大基地建设中，外送通道的配套往往相对滞后。
此外，即便通道已经建成，也不能彻底解决光伏电站接网消纳的问题。“鉴于风光发电的间歇性，大规模集中式电站如何稳定接入电网，也是一个现实难题。”杨本均介绍，从目前我国已经建成的特高压外送通道的输送情况来看，新能源的通道利用率依然不高。“比如国家电网近3年在西北密集建设了6条特高压线路，解决电力送出问题，但其中可再生能源的输送比例仍然较低。”
综合来看，当前电网的调节能力未能充分发挥作用。据国家发展和改革委员会能源研究所预估，利用同步电网、互补电源结构、火电调节机组、网侧/站内储能等条件和措施，电网会有足够的调节能力，可以满足高比例(至少70%)非水可再生能源的电源结构要求。“但是，目前受我国火电、气电、水电、风电、生物质发电能互补电源结构未能统一规划和部署、火电的灵活性改造进展缓慢、现有机组调节性能欠佳等现实问题制约，光伏电站接网消纳问题形势依然严峻。”杨本均说。
促进光伏行业又好又快发展
对于我国光伏电站开发建设管理而言，《办法》的出台对开发投资企业有诸多利好，光伏发电接网消纳的“硬骨头”也有望被啃下。
“《办法》在第四章第十四条明确，光伏电站备案容量原则上为交流侧容量，即逆变器额定输出功率之和。这是我国首次以正式发文的形式明确光伏电站项目备案容量的释义。”杨本均告诉记者，如果政府和电网企业以交流侧容量进行项目的备案、调度管理，那么开发投资企业就可以基于不同地区的资源特性差异、电力消纳情况和电价结算政策，通过不同方案的度电成本比选，确定项目最优的直流侧装机容量，进而科学合理地进行容配比设计。
“《办法》还对光伏电站配套电力送出工程的建设单位界定进行了调整。”杨本均表示，《办法》在“电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程”的责任归属上，增加了“原则上”三个字，并在第二十条中对该表述不涉及的情况进行了详细阐述，明确允许光伏电站项目单位投资建设光伏电站配套电力送出工程。“这样的调整，在一定程度上为解决现阶段国内部分地区新能源电站的跨越式发展以及电网规划和外送工程建设进度难以匹配的实际矛盾，提供了一种可行的路径。”杨本均说。
特别值得关注的是，《办法》明确以500千伏容量作为区分管理主体的界限。这样的划分在杨本均看来是对管理责任的进一步压实。集中式光伏电站主要是利用荒漠地区丰富和相对稳定的太阳能资源构建大型光伏电站，接入高压输电系统供给远距离负荷。我国能源资源禀赋与负荷呈逆向分布，决定了西北五省及内蒙古的新能源需要借助远距离输送进行跨省跨区消纳。“以跨省的大型电网主干线、省内跨区的电网主干线为分界，压实明确各项目属地责任，有利于送受端省(区、市)能源主管部门在制定可再生能源发展规划、年度开发建设方案时做好衔接，落实光伏电站项目的接网消纳条件。”杨本均说。