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　　630在即，光伏电站并网卡住了……

　　

　　近日，多家在甘肃从事光伏电站业主向光伏們反应称，赶630并网的光伏电站在并网阶段被限，国家电网给出的回复是国家能源局出台的1150号文，即《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》。

　　

　　根据该文件，按照附表核定最低保障收购年利用小时数并安排发电计划，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。其中，甘肃嘉峪关、武威、张掖、酒泉、敦煌、金昌在Ⅰ类资源区中的最低保障收购年利用小时数是1500小时，其他地区为1400小时。

　　

　　同时，通知还要求，除资源条件影响外，未达到最低保障收购年利用小时数要求的省（区、市），不得再新开工建设风电、光伏电站项目（含已纳入规划或完成核准的项目）。根据国家能源局在2017年4月公布的2016年度全国可再生能源电力发展监测评价报告，2016年内蒙古I类资源区、新疆、甘肃、青海I类资源区、宁夏、陕西、吉林、辽宁和河北等地区未达到要求，其中，新疆和甘肃实际利用小时数与最低保障收购年利用小时数偏差超过350小时。

　　

　　从上述数据看，2016年甘肃省光伏电站的年利用小时数约为1100小时左右，这与Ⅲ类资源区中光照资源较好的山东、河北等地的年利用小时数还略有差距，而年利用小时数对于光伏电站的收益率的影响是简单粗暴的。

　　

　　据光伏們了解，目前已有消息称甘肃光伏电站并网已经恢复办理，业主单位正与当地电网联系确认。但到底能否顺利在630前接入并网还有待确认。

　　

　　西北地区光伏电站投资商的两难境地

　　

　　一方面，如果赶不上630并网，普通地面电站指标的项目电价将按照2017年最新调整的标杆上网电价执行，会直接影响项目收益率；另一方面，即便抢上了630，甘肃严重的限电问题依然是困扰电站投资商的一大难题。

　　

　　实际上，弃光限电问题困扰中国光伏电站投资商多年，截至目前，依然没有更好的方式解决该问题，逼不得已的将中国光伏电站投资热点从西北地区转移至中东部，而中东部地区高居不下的土地成本问题便紧接而来。

　　

　　根据国家能源局西北监管局发布的《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》，2020年西北区域各省(区)依然会存在较为严重的弃风弃光，其中甘肃和新疆即使考虑了新建直流工程以利于新能源外送消纳，弃风弃光率预计仍将超过20%，消纳压力较大。

　　

　　除了陕西外，西北区域其余四省(区)的新能源规划装机规模都已经超过了系统可以正常消纳的范围，部分省份的弃风弃光情况理论上已经不允许在2020年以前再新增新能源装机，例如甘肃省即使2015年之后不再新增风电装机，也很难保证将弃风率控制在5%。这也就意味着，从目前限电的角度看，西北区域已经不适合再新建风电以及光伏电站了。

　　

　　除此之外，导致限电的因素也正逐渐发生转移，报告指出，2020年对于西北大部分省份来说，传输容量受限的导致弃风弃光占比已经很小，而调峰能力不足问题将会越来越严重。

　　

　　根据上述数据，“十三五”期间将三北地区的弃光率控制在5%以内还将是一项任重道远的重任。实际上，除了限电问题之外，甘肃省还有相当数量的光伏电站依然没有指标。

　　

　　我国的光伏行业目前依然属于政策依赖型，指标、补贴等与国家政策紧密相关，这也间接增大了电站投资的风险。随着各种问题的日益凸显，光伏电站投资的前期风险把控需要格外慎重。