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甘肃弃风限电之痛尚未消除 光伏电站又将遭遇同样的风险

2014-08-04 14:47 南方财富网 www.southmoney.com

  “弃风限电”之痛尚未消除,光伏电站又将遭遇同样的风险。

  在分布式光伏商业模式尚未成熟的情况下,地面电站仍将是国内光伏新增装机的主要形式,但短时间内大规模装机,会使得新增的发电量无法通过现有电网消纳。“弃光限电”已现苗头。国家能源局7月18日发布的一份监管报告显示,甘肃一些地区由于配套送出工程没有与风、光伏发电项目同步规划建设和改造,送出能力不匹配,受限比例最高可达78%。

  “是否遭遇限电取决于电网建设速度是否跟得上电站建设速度。当很多电站要挤在一个变电站升压上网,变电站的扩容速度比不上电站扩容速度时,电网输送能力就会出现瓶颈,增加限电风险。”国金证券新能源电力设备高级分析师姚遥告诉《每日经济新闻》记者。

  除了 “弃光限电”这一挑战,《每日经济新闻》记者通过采访多位业内人士了解到,如何获得路条与并网核准,以及企业的融资能力,也是光伏企业有待解决的难题。而解决这些难题的能力,恰恰就是发展光伏电站的核心竞争力。

  电网输送能力不足增加限电风险

  由于光照资源丰富以及土地成本相对较低,目前国内大型光伏地面电站主要集中在西北地区。

  “西北地区工业较落后,当地用电需求小,所发电量不能就地消纳,只能进行远距离输送,因此对电网向外输送能力依赖性较强。”姚遥表示。

  在西北地区,可再生能源发电装机规模爆发性增长。但随之而来的是电网输送能力达到瓶颈,从而导致限电风险。

  “光伏电站与风电面临同样的问题。”NPDSolarbuzz高级分析师廉锐指出。据统计,2009年国内风电新增装机量达到13.8GW,同比增长高达124%,一举成为全球第一大风电市场。随着2009~2011年国内风电持续高企的新增装机量,东北、西北和华北等风电资源丰富的地区出现严重的“弃风限电”。

  瑞银证券研报显示,截至2013年底,全国22个主要省市区已累计并网741个大型光伏发电项目,项目主要集中在西北地区。甘肃、青海和新疆是目前国内累计装机容量排名前三的省区,占到全国光伏电站总量的60%以上。

  半个月前的7月18日,国家能源局发布了《可再生能源发电并网驻点甘肃监管报告》(以下简称《报告》),《报告》提出的六方面问题就包括“电源、电网建设配套衔接不够”、“存在弃风、弃光现象”、“电网企业办理接入系统、并网验收工作不完善”等。

  《报告》显示,作为全国重要的新能源基地,甘肃风电、光伏等可再生能源在2008年后就已进入规模化快速发展阶段。截至2013年底,甘肃省发电总装机容量3489.32万千瓦,其中风电装机容量702.81万千瓦,居全国第三位;光伏发电装机容量429.84万千瓦,同比增长1025.24%,居全国第一位。但在快速发展的同时,甘肃风电、光伏出现了就地消纳和送出困难,且“这些情况在我国华北、东北、西北风电基地中具有一定代表性”。

  以酒泉风电基地外送通道制约电量送出为例:截至2013年底,甘肃河西电网总装机容量1589万千瓦,当地用电负荷约380万千瓦左右,输电能力450万~520万千瓦。按照目前甘肃河西电网装机容量、消纳和送出能力分析,现有输电通道无法满足已投产发电企业富余电量的外送需要,夏季最大受限容量308万~378万千瓦,最大受限比例26%~31%;冬季最大受限容量198万~268万千瓦,最大受限比例18%~24%。在武威皇台地区,2013年夏电力受限容量31万千瓦,受限比例达79%,冬季受限容量29万千瓦,受限比例达78%。此外,酒泉、嘉峪关、武威等局部电网,也存在高压电网输送能力不足导致可再生能源受限较为严重的情况。

  “主要是外送通道不够多。如果发了电,本地消纳不了又外送不出去,就只能放弃掉了。”廉锐告诉记者,“大规模长距离的高压输送线路总量有限,如果同时有很多光伏电站、风电都要升压送电,就会因为电网输送线路不够,导致限电。”

  上述《报告》还指出,根据甘肃省各发电企业弃风统计数据汇总,甘肃省2013年弃风电量31.02亿千瓦时,占全国弃风电量的19.11%,占西北地区弃风电量的85.86%,弃风率20.65%,较全国平均10.74%的弃风率高出近一倍;2013年弃光电量约为3.03亿千瓦时,弃光率约为13.78%。

  “这也是为什么能源局或地方政府在项目审批时,持相对谨慎的态度。因为输电能力和就地消纳能力有限,中央、地方政府一方面相对抑制地面电站的发展速度,另一方面则加快东部分布式电站发展速度。”廉锐表示。

  值得注意的是,能源局已经开始关注光伏电站大规模建设后可能产生的限电风险,并强调“对于甘肃、青海、新疆(含兵团)等光伏电站建设规模较大的省(区),如发生限电情况,将调减当年建设规模,并停止批复下年度新增备案规模。对于青海省海西地区、甘肃省武威、张掖和金昌等地区,青海省和甘肃省能源主管部门安排新建项目时应关注弃光限电风险。”

  电站融资创新大势所趋

  除了“弃光限电”的风险,融资能力也考验着光伏电站开发和运营者。

  业内人士指出,光伏电站开发属于典型的资本密集型产业,融资能力是开发者的核心竞争力之一,也是一个巨大的门槛。

  据 《每日经济新闻》记者了解,光伏电站成本投入价为8~8.5元/瓦,一座100MW的电站投入约8亿元以上。瑞银证券指出,每100MW的光伏电站建设需要资金8亿~10亿元,未来随着进入光伏电站的开发商数量增多,是否拥有畅通的电站转让渠道并迅速回笼资金,提高利用效率,将成为企业投资决策的重要考量。

  目前,银行仍是光伏电站的主要融资渠道。“在中国内地融资,要有抵押物,自有资本金达到20%~30%,银行才会放款。”廉锐告诉《每日经济新闻》记者,这样资本金消耗非常快,加上融资成本比较高,对企业的回款能力要求更高。

  “对于光伏电站,几乎只有国开行能够提供长期贷款。”姚遥指出,“但随着行业成熟,商业银行会逐渐介入。。”7月18日,顺风光电(01165,HK)旗下全资子公司江西顺风光电与招商银行签订授信协议。根据该协议,招行同意向江西顺风光电批出不超过20亿元人民币的循环综合授信额度。(南方财富网个股频道)

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