近日，有自媒體爆料，河南部分地區的戶用光伏出現了大面積限電的情況，時間集中在10:00-16:00這個區間。長達6個小時的限發，顯然會對電站收益造成極大的影響。
從網傳位於河南商丘柳河鎮的戶用光伏數據來看，2024年3月12日，該光伏電站從9點之前开始0發電，一直到16點左右开始恢復發電。在長達7小時的時間裏都是0發電，而且是突然停發、突然恢復。這一定不是自然條件造成的，而是人爲限發的結果。
這張戶用光伏限發圖不免讓人聯想到了著名的“鴨子曲线”。實際上，類似的曲线在中國並不罕見。2023年5月1日20時至2日17時，山東實時電價出現了長達21小時的負電價。2天的電價曲线裏都出現了明顯的谷段時間，並且和光伏發電的時段高度重合。
無論是在白天不發電、還是白天的實時電價爲0，看起來似乎都是對光伏電站的致命性打擊。但光伏裝機依然呈現出爆發式的增長。
根據國家能源局的數據，2023年我國新增並網光伏裝機容量21630萬千瓦，其中集中式光伏電站12001.4萬千瓦，分布式光伏9628.6萬千瓦；而分布式光伏中戶用光伏裝機達到4348.3萬千瓦。
2016年前後，“棄風棄光”達到高峰，大量光伏電站被動“曬太陽”、風電機組“望風興嘆”。新能源建設甚至一度陷入停滯。
如今七八年過去了，在持續多年95%以上的新能源消納比例中，棄風棄光似乎都快成爲歷史名詞。
然而隨着光伏裝機在電力系統中的比例越來越高，一系列影響也开始漸漸浮出水面。“棄光”开始以不一樣的面貌重新出現。
一面是光伏電站似乎越來越“不賺錢”，一面是光伏裝機狂飆不止。如此矛盾的背後隱藏着怎樣的怪異邏輯？
光伏“惡果”？
2023年前三季度，全國可再生能源發電量達2.07萬億千瓦時，約佔全部發電量的31.3%；其中光伏發電量4369億千瓦時，同比增長33%。
但光伏發電靠天喫飯，有了陽光能夠發電，沒有陽光就不能發電。而在一般晴天的情況下，太陽的東升西落是完全固定、有規律可循的。所以和風電較高的不可預測性不同，光伏發電相對更好預測，但也更加集中。
在電力系統中，一旦光伏裝機比例過高，或者說達到一定的比例，白天（尤其是中午時段）的發電量就很容易過剩。對應到市場當中，供大於求自然會出現價格下跌的情況，一旦供給嚴重過剩，電力系統就需要一部分發電能力退出，就會出現負電價的情況。
而對於非市場化的電力系統，電網就會有選擇性地讓部分發電機組退出發電。這也就是河南省部分分布式光伏遇到的情況。
數據來源：互聯網
從實際數據來看，河南省的光伏比例在光伏裝機大省中僅次於河北，甚至比光伏第一大省山東都要高。盡管河南省的夏季最高用電負荷可以高達8000萬千瓦，但這只是極端情況。在一般情況下光伏依然秉持着有陽光就發電的原則，而用電負荷卻並不會一直高高在上。
根據日前公布的2024年1-2月份各省發電數據，雲南省1-2月份光伏發電27.66億千瓦時，同比去年增長了184.8%，增長幅度位列第一。河南1-2月份光伏發電7.84億千瓦時，同比去年下跌了34.5%，跌幅最大。
2023年，河南光伏新增裝機13.99GW；其中戶用光伏新增裝機就超過了9GW，增長幅度爲全國第一。而河南省是沒有電力現貨市場的，所以也就不存在以負電價來調節機組出力的情況。特殊情況下，對光伏的限發也就成了一種必然的結果。
另一個必然的結果是分時電價的調整。
3月12日，河南省發改委發布關於公开徵求《關於調整工商業分時電價有關事項的通知（徵求意見稿）》（文件詳見附件），根據徵求意見稿，河南每年6個月，將實行中午3小時谷電的政策。
相比之下，以前的河南中午時段屬於峰電。用電負荷小、光伏大發，顯然是不合理的。此次分時電價調整，是希望用谷段電價吸引負荷，增加新能源的消納。
這是個好方法，但卻並不能解決根本問題。
在市場供需發出明顯信號之後，光伏投資卻不會隨之調整，才是隱藏在新一輪棄光背後的核心矛盾。
供需兩端的割裂
受到光伏困擾的省份裏，河南不是孤例。
目前全國範圍內有10個省份執行午間時段電價（詳見下表）。除河南外，湖北也在對分時電價徵求意見（午間谷段2小時）。江蘇在2023年十一假期實行了中午4小時深谷電價，假期後恢復正常。江西省對重大節假日午間深谷電價進行徵求意見。
種種跡象表明，越來越多的地方开始“苦光伏久矣”。
但光伏的投資看起來並沒有受到影響。
截至2023年底，全國太陽能發電裝機容量約609.49GW，同比增長55.2%。2023年新增光伏裝機216.88GW，同比大幅增長148%，幾乎是近四年光伏新增裝機量之和。
其中集中式光伏裝機新增119GW，分布式新增96GW，分別同比增長228%和88%。
高增長的勢頭在進入2024年後也沒有減弱。
2024年1-2月，太陽能新增發電裝機容量爲3672萬千瓦。截至2月底，太陽能發電裝機容量約6.5億千瓦，同比增長56.9%。
2023年出現了長時間負電價，平時電力現貨價格也呈現出午間深谷低電價的山東，也還是以1422萬千瓦的新增裝機位列全國第四。
光伏投資似乎和光伏電站的實際發電或者說市場電價表現是兩個完全割裂的市場。
“在目前的體制下，全額保障性收購是光伏投資的護身符。”一位光伏投資商表示，“所以無論發電端出現什么樣的問題，對於投資商來說就是穩賺不賠。”
2016年，國家發展改革委發布《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》明確指出，可再生能源發電全額保障性收購是指電網企業（含電力調度機構）根據國家確定的上網標杆電價和保障性收購利用小時數，結合市場競爭機制，通過落實優先發電制度，在確保供電安全的前提下，全額收購規劃範圍內的可再生能源發電項目的上網電量。
諷刺的是，即便是有着全額保障性收購的護身符，但是理論上來說，對於“自發自用，余電上網”模式的分布式光伏來說，依然應該會受到現貨電價波動、分時電價等情況的影響。
2023年7月12日，天津創業環保集團股份有限公司發布公告表示，終止了3個分布式光伏項目的投資，其中在山東的2個項目由於分時電價和分時段發生變化，收益率不達標，故而停止了項目投資。
公告指出：調整後的工商業分時電價和分時段區間發生重大變化，處於光伏系統工作的白天時段適用電價下調明顯，按照原設計方案及調整後的工藝方案測算的項目資本金內部收益率均無法滿足公司投資收益要求。
但這似乎只是個例，從宏觀數據來看，分布式光伏並沒有受到根本性影響。2023年山東省新增分布式光伏裝機1013萬千瓦，排在河南、江蘇之後，位列全國第三。
“事實上，有一大批分布式光伏都是全額上網的模式。”上述光伏投資商說，“以山東爲例，至少有七成的分布式光伏是全額上網。”
對於分布式光伏（尤其是工商業分布式），全額上網的好處顯而易見：在谷段電價一路走低的情況下，自發自用能夠在白天省下的電費微乎其微；而在新能源並沒有全面入市的情況下，全額上網可以賺到明確的標杆電價，同時工商業分布式業主以更低的價格購入電量，最大價差可以達到度電0.1元以上。誰優誰劣，一目了然。
在那些沒有電力現貨市場的省份，隨着午間谷段電價的普及，“自發自用，余電上網”越來越沒有商業價值。全額上網拿到保障性收購，何樂而不爲？
“現在供應鏈價格那么低，保障性收購的電價又不變。投資光伏不要太賺錢。”
一時之間，光伏就成了：有多少陽光，發多少電；有多少電，電網就消納多少。有了護身符的光伏就這樣狂飆不止，裝機一路攀升。
不堪重負的電力系統又悄然拿起了“限電”武器。而傳言中的“放开95%消納紅线”似乎又爲光伏蒙上了新的陰影。
謎一樣的95%
3月初，一份市場流傳的機構調研報告預測，在大力發展新能源的背景下，電網公司大概率會放开95%的消納紅线，以便接入更多的新能源。
95%最早出現在國家發改委、國家能源局2018年聯合印發的《清潔能源消納行動計劃（2018—2020年）》（以下簡稱《行動方案》）中，該文件首次提出把棄電率限制在5%以內的目標。
當然我們都看得出來，這份文件早已經過期。不過95%逐漸演化成了對新能源消納的隱藏標准。也是光伏全額保障性收購的底线。
從公开數據來看，我國風電利用率由2016年的82.4%提高至2022年前11個月的96.7%；光伏發電利用率由2016年的90%提高至2022年前11個月的98.2%，達到了世界一流水平。
如果形勢一片向好，似乎沒有必要放开95%紅线。退一萬步說，即便是維持現在的消納比例有困難，降到95%就可以，似乎也沒有必要突破95%的下限。
站在這樣的角度來思考，結論似乎更加殘酷：我們的電力系統對於接納更多的新能源，已經有了力不從心的感覺。
在《國家發展改革委 國家能源局關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改[2022]118號）文中，曾提到“鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核”。
實際上類似的方法已經在西部地區开始有所實踐。雖然電力現貨市場沒有普及，但是中長期交易已經基本全部實現。“一些地方對於新能源集中式電站，採取的策略就是市場化交易沒有賣出去的電量就不算在棄電裏。”一家新能源業主公司的相關人士說。
即便如此，新能源裝機越多，對於電力系統來說，就需要越多的靈活性、調節性電源。無論是全額消納，還是95%的比例消納，電網都需要更多的調節性電源。
財新傳媒曾在今年1月份報道，擁有2000多萬千瓦光伏裝機、光伏裝機比例超40%的青海正在同時面臨着“窩電”和“缺電”的困擾。外送通道利用率低、儲能（電化學+抽蓄）能力不足、煤電裝機少、源荷不聯動等一系列問題，是青海省從2018年到2022年光伏裝機增長近1倍、2023年光伏裝機持續高速增長後不得不面對的。
根據青海省能源局參與編纂的《青海省清潔能源發展報告2022》，2018年至2021年青海省光伏發電利用率從2018年的95%下降至2021年的86%。
“青海的問題很具有代表性。”有電力系統專家對《能源》雜志記者說，“爲了保障高比例的新能源消納，電力系統就要有更多的火電、儲能，或者進行更多的需求側響應。否則的話，要么像青海一樣窩電+缺電；要么就不要建設那么多的新能源。”
新能源的持續發展不可逆，電力安全保障也是底线不可動搖。那么看起來建設更多的調節性電源是唯一的選擇。但這樣無疑會讓整個電力系統的成本大幅度提高。
這或許才是“打破95%消納紅线”背後的難言之隱。
打破“鐵飯碗”
從現實情況來看，“打破95%消納紅线”必然不會是單純的數值標准變化。如果只是把“95%”變成“94%”或者是“90%”，對目前的新能源消納提升、新能源產業發展、電力系統穩定安全性提高，都起不到根本性的轉變。
就在“打破95%消納紅线”熱議如火如荼的時候，國家發展改革委印發了《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》。《辦法》對全額保障性收購範圍進行優化，提出可再生能源發電項目上網電量包括保障性收購電量和市場交易電量，多方位、多主體協同促進可再生能源消納。保障性收購電量按照國家可再生能源消納保障機制、比重目標等相關規定確定，由電力市場相關成員承擔收購義務；市場交易電量通過市場化方式形成價格，由售電企業和電力用戶等電力市場相關成員共同承擔收購責任。
一個顯而易見的趨勢是，新能源的消納要越來越向市場化的方式靠攏。光伏不會再是幾乎穩賺不賠的“鐵飯碗”买賣。
無視市場價格和負荷情況大規模建設光伏所帶來的一系列影響已經十分明確。這也就意味着光伏發電或者說光伏消納或許並不是越高越好。
在首先出現鴨子曲线的美國加州，近兩年棄光的情況越來越普遍。
2022年，加州CAISO風光累計棄電量達到240萬MWh，比2021年的棄電量增加了63%。而2023年截至9月，CAISO風光發電量已經棄電超過230萬MWh。其中光伏棄電現象最爲嚴重，2022年光伏棄電量佔總棄電量的95%，2023年前七個月光伏棄電量也佔總棄電量的 94%。
面對越來越嚴重的鴨子曲线和棄電問題，加州能源委員會（CEC）原主席羅伯特·維森米勒指出，現在加州的首要任務是安裝儲能。“加州儲能裝機容量已經從2019年的250兆瓦，發展到2023年的6600兆瓦。一定程度上就是爲了解決“鴨子曲线”加深的問題。”
現在，加州依然是美國光伏裝機規模最大、發展速度最快的州之一。2022年，加州光伏新增裝機506.9萬千瓦。美國太陽能行業協會和伍德麥肯錫的報告就指出，2023年前三季度，加州是美國戶用光伏裝機最多的州。
誠然，《通脹削減法案》、補貼和建築光伏政策是加州光伏能夠持續發展的重要原因。但儲能也起到了緩解作用。
從加州的經驗來看，加裝儲能是解決分布式光伏潛在困境的重要手段。說潛在困境主要是因爲目前無論是分時電價、負電價、還是限電，並沒有從裝機增長上給分布式光伏帶來實際的影響。
然而分布式光伏配儲這一商業模式具有可行性的前提必然是具有相匹配的商業模式，否則投資安裝的儲能就會像很多集中式光伏配儲一樣成爲單純的投資成本（詳見《尷尬的新能源配儲》）。
對於集中式光伏來說，更早更快地參與市場可能遠比配儲要來得重要。盡管許多集中式光伏電站已經开始參與了中長期市場，但由於種種限制，光伏在中長期市場中不能獲得真正反映市場供需的價格。
2023年10月27日，甘肅省工信廳發布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，提出新能源發電交易價格機制：
新能源企業峰、谷、平各段交易基准價格爲燃煤基准價格乘以峰谷分時系數（峰段系數=1.5，平段系數=1，谷段系數=0.5），各段交易價格不超過交易基准價。電力用戶與新能源企業交易時均執行國家明確的新能源發電價格形成機制。
因此，光伏項目發的大部分電量，中長期交易價格的上限將爲0.1539元/度。
盡管從長時間維度來看，甘肅省的電力現貨價格也呈現出了午間谷段電價的趨勢，但從絕對數值來看，光伏也有機會在現貨市場中獲得更高的電價。
“在山東這樣的光伏大省，光伏入市參與現貨市場交易，不可能依靠交易策略、持倉高低等手段實現收益。一定是發電時段是現貨低價，光伏就只能獲得低價。”一個電力市場專家對《能源》雜志記者說，“但是甘肅這樣的風電大省，可能會出現風電出力大時段電價暴跌、風電出力小或不出力時段電價暴漲。光伏電站完全有可能從中獲得更高收益。未來的電力市場實際上是要求新能源發電有更精細化的管理、運營能力，不再是躺着賺錢。”
一旦徹底放开“95%消納紅线”、光伏全面進入現貨市場交易，那么“棄光”現象一定會卷土重來，甚至規模更大、程度更深。
但這並不意味着光伏失去了投資價值。對於光伏投資商、業主、每一個光伏電站來說，適應復雜的市場、找准適合自己的策略，才是必勝法則。
而對於整個光伏產業來說，“雙碳”战略和中國經濟的持續向好，必然會要求更多的可再生能源。光伏遠沒有達到自己的極限。
標題：新“棄光”時代
地址：https://www.wellnewss.com/post/608466.html
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