分布式光伏电站运维服务产业发展工作指南

分布式光伏电站运维服务产业发展工作指南

2020年我国可再生能源利用总量达6．8亿吨标准煤，占一次能源消费总量的13．6%。其中，可再生能源发电量2．2万亿千瓦时，占全部发电量的29．1%，主要流域水电、风电、光伏发电利用率分别达到97%、97%、98%；可再生能源非电利用量约5000万吨标准煤。我国光伏发电市场发展历程目前，在政策引导与产业技术革新的双轮驱动下，我国光伏发电产业正走在一条健康、可持续的发展道路上。2021年我国新增光伏装机53GW，同比增长9．19%，累计并网装机容量306GW，增长20．94%；全年光伏发电量3，259亿千瓦时，同比增长25．1%，占全年总发电量的4．0%，同比提高0．5个百分点；2022年上半年我国新增光伏装机30．88GW，同比增长137．32%，累计并网装机容量336．20GW，增长9．87%。2001年，我国推出光明工程计划，旨在利用风电、光电及其他可再生能源解决偏远山区的用电问题。2006年，我国又推出送电到乡工程，对光伏和风光互补电站投资约16亿元，装机容量约1．96万千瓦。此阶段，我国光伏电站建设速度缓慢，大多数为离网式电站。2007年开始，国家开始正式征收可再生能源电价附加收入，光伏发电行业补贴资金来源有了保障，大大提升了光伏企业的投资积极性。2007年我国成为世界第一光伏组件生产国和出口国。2008年，受金融危机影响，同时德国、西班牙等光伏装机大国大幅度削减光伏补贴，组件需求量大幅降低，导致我国部分光伏生产企业停产甚至破产。2009-2010年，国家出台《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见》推动多晶硅行业健康发展，并相继推出金太阳工程光伏建筑应用示范项目及两期特许权招标项目，引导国内光伏应用市场发展。2011年8月，国家发改委规定2011年7月1日前核准建设、2011年12月31日建成投产且发改委核定价格的光伏发电项目，上网电价统一核定为1．15元每千瓦时，中国光伏市场从此步入标杆上网电价时代。随着欧洲债务危机的全面爆发，美国与欧洲相继对中国光伏产品展开双反调查，海外市场需求萎缩；加之当时光伏产业产能过剩，产业发展不平衡，国内光伏生产企业大幅缩产。但同时受益于标杆上网电价的推出、金太阳工程光电建筑应用示范项目的延续及可再生能源附加征收标准的提高，我国光伏发电行业在逆势中顽强发展。2013年8月，国家发展改革委将全国划分为三类太阳能资源区，分别制定标杆上网电价；对分布式光伏发电实行全电量补贴政策，补贴标准为每千瓦时0．42元。同时，光伏电站投资建设由核准制改为备案制，由省级主管部门对光伏项目实施备案管理。度电补贴及备案制的推行推动了业主方的投资积极性，加之光伏扶贫以及领跑者项目的实施，我国光伏发电行业快速发展。截至2017年末，我国光伏发电产业链各环节生产规模全球占比均超过50%，同时得益于产业链成本的大幅下降，2013-2017年，我国光伏新增装机容量由10．84GW提升至53．06GW。光伏发电作为对传统燃煤机组发电的替代，平价上网是光伏发电行业的必然趋势。2018年531光伏新政全面缩减补贴范围、降低补贴力度，给光伏发电行业带来了巨大冲击。2019-2021年，我国光伏竞价政策的推出以及首批平价项目的推出为产业链上下游企业加快技术创新、降本增效提供巨大驱动力。根据CPIA统计，2021年PERC单晶电池、多晶电池平均转换效率分别达到23．1%和21．10%，较2017年的21．3%和20．0%大幅提高。同时，受益于欧洲市场的全面放开、我国组件价格下降、全球能源转型需求提升以及欠发达国家地区电力需求加大的影响，2019年我国光伏产品出口额为达到207．8亿美元，各环节出口量均创历史新高。该阶段政策旨在不断推动光伏发电平价上网，通过公平、公开的竞争方式，推进市场化进程，引导行业健康发展。2021年是十四五开局之年，也是光伏发电进入新发展阶段的一年。2021年6月7日，国家发展改革委发布的《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》明确：自2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目，财政不再补贴，实行平价上网；2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，并可自愿通过参与市场化交易形成上网电价；鼓励各地出台针对性扶持政策，支持光伏发电等新能源产业持续健康发展。以上政策的出台代表了我国光伏发电行业正式进入平价上网阶段。随着产业技术进步、效率提升，近年来新建光伏发电项目成本不断下降，已经具备平价上网条件，行业内对平价上网也已形成高度共识。而《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》的征求意见稿中也提到2022年起新建户用分布式光伏项目财政不再补贴，相关表述虽未在正式文件中出现，但是也预示着除工商业分布式光伏项目之外，户用分布式光伏项目平价上网亦是大势所趋。明确无财政补贴，这释放了清晰强烈的价格信号，有利于调动各方面投资积极性，推动光伏发电产业加快发展，促进以新能源为主体的新型电力系统建设，助力实现碳达峰、碳中和目标。光伏发电行业已由补贴支撑发展转为市场平价发展，已从政策驱动发展的阶段转向市场驱动发展的阶段。稳妥推进海洋能示范化开发（一）稳步发展潮汐能发电优先支持具有一定工作基础、站址优良的潮汐能电站建设，推动万千瓦级潮汐能示范电站建设。开展潟湖式、动态潮汐能技术等环境友好型新型潮汐能技术示范，开展具备综合利用前景的潮汐能综合开发工程示范。（二）开展潮流能和波浪能示范继续实施潮流能示范工程，积极推进兆瓦级潮流能发电机组应用，开展潮流能独立供电示范应用。探索推进波浪能发电示范工程建设，推动多种形式的波浪能发电装置应用。（三）探索开发海岛可再生能源结合生态岛礁工程，选择有电力需求、可再生能源资源丰富的海岛，开展海岛可再生能源多能互补示范，探索海洋能在海岛多能互补电力系统的推广应用。光伏发电行业壁垒（一）光伏发电行业技术壁垒光伏电站系统集成业务涉及屋顶勘察、方案排布、项目建设、并网移交、运维保修等一系列环节，要求企业在勘察评估、方案排布、项目建设等方面具备较高的技术水平，各环节的业务水平决定了电站的最终发电效率和后续运营成本，继而影响电站投资者的投资回报率。且分布式光伏电站还有着单体规模小、数量多、地点分散、难以集中管理运营的特点，为满足市场上大量新增分布式光伏电站客户的投资需求，企业需要拥有电站开发集成运维全产业链的业务能力以及降本增效的信息化管理能力。故市场上专业技术较高、项目经验丰富、具备全产业链业务能力和信息化管理能力的企业具备更强的竞争力。（二）光伏发电行业区域壁垒分布式光伏电站系统集成业务通常需要进行下沉式的资源开发和地区化的项目管理。未突破属地化的企业业务开展通常只能局限于某一区域；只有拥有多区域开发建设管理能力的企业才能在市场上拥有更强竞争力，从而满足各地电站投资者的需求。行业新进入者难以在多个省市区同时进行屋顶资源开发和电站项目建设，故行业存在区域壁垒。（三）光伏发电行业资金壁垒分布式光伏电站系统集成业务中，通常需要垫付大量资金用于采购组件、逆变器、支架等设备材料。分布式光伏电站投资运营业务也属于资金密集型行业，前期建造资金需求量较高。强大的资金能力是同时推进多个光伏电站项目的必要保证，故行业中存在一定的资金壁垒。（四）光伏发电行业品牌壁垒目前市场上光伏电站投资方主要为大中型发电企业、能源投资企业及其下属企业。这些客户通常都建立了完善的供应商认证体系，企业声誉、产品品牌是光伏电站投资方选择电站集成商的重要考虑因素。为保证所投资光伏电站的长期运营和稳定收益，以上企业通常倾向于选择品牌声誉良好、电站质量稳定、项目经验充分的供应商。故光伏发电行业内品牌知名度高、市场认可度较高的企业往往具有一定的竞争优势；行业新进入者很难在短期内积累客户资源、建立品牌效应，故行业中存在一定的品牌壁垒。稳步推进生物质能多元化开发（一）稳步发展生物质发电优化生物质发电开发布局，稳步发展城镇生活垃圾焚烧发电，有序发展农林生物质发电和沼气发电，探索生物质发电与碳捕集、利用与封存相结合的发展潜力和示范研究。有序发展生物质热电联产，因地制宜加快生物质发电向热电联产转型升级，为具备资源条件的县城、人口集中的乡村提供民用供暖，为中小工业园区集中供热。开展生物质发电市场化示范，完善区域垃圾焚烧处理收费制度，还原生物质发电环境价值。（二）积极发展生物质能清洁供暖合理发展以农林生物质、生物质成型燃料等为主的生物质锅炉供暖，鼓励采用大中型锅炉，在城镇等人口聚集区进行集中供暖，开展农林生物质供暖供热示范。在大气污染防治非重点地区乡村，可按照就地取材原则，因地制宜推广户用成型燃料炉具供暖。（三）加快发展生物天然气在粮食主产区、林业三剩物富集区、畜禽养殖集中区等种植养殖大县，以县域为单元建立产业体系，积极开展生物天然气示范。统筹规划建设年产千万立方米级的生物天然气工程，形成并入城市燃气管网以及车辆用气、锅炉燃料、发电等多元应用模式。（四）大力发展非粮生物质液体燃料积极发展纤维素等非粮燃料乙醇，鼓励开展醇、电、气、肥等多联产示范。支持生物柴油、生物航空煤油等领域先进技术装备研发和推广使用。全球光伏发电市场发展概况（一）全球光伏发电市场发展历程在当前全球能源消费结构中，传统化石能源依然占主要地位，受其储量枯竭和全球气候变化影响，以太阳能、风能和生物质能为代表的可再生能源的应用将会愈发重要。就电力行业而言，与其他形式的可再生能源发电相比，光伏发电具有资源储量丰富、场地要求低、开发利用难度低、碳排放量小、转换效率高等优势，引起了全球范围内的广泛关注。光伏发电技术的起源可追溯至1839年法国科学家E．Becquerel发现液体的光生伏特效应。自2004年起，光伏发电开始了全球范围内的商业应用。全球光伏发电行业的发展可分为以下四个阶段：①2004-2011年，以德国为首的各国推出光伏补贴政策，目的是通过一定的政策和资金的扶持推动光伏发电技术突破和规模增长，促使光伏发电商业化。②2011-2013年，欧洲各国纷纷大幅度降低和取消政府补贴，光伏发电投资收益率的大幅下降导致了需求减少，光伏发电行业的盲目扩张和欧洲债务危机也加剧了供需失衡。③2013-2015年，经过上一阶段的优胜劣汰和光伏技术的逐渐成熟，光伏发电系统投资成本持续下降，越来越多的国家加入支持光伏发电的行列，具有技术研发优势、规模优势的企业逐渐涌现。④2015年至今，随着2015年《巴黎协定》的签署，各国对新能源愈发重视；同时光伏技术进一步发展推动了光伏发电成本持续下降，光伏发电逐渐脱离补贴，实现平价上网。（二）全球光伏发电应用市场发展概况近年来，随着光伏发电全产业链的技术进步，光伏装机成本不断下降，据SolarPowerEurope统计，2009-2018年，光伏装机成本下降超过80%。光伏装机成本的下降有效降低了光伏装机平准化度电成本（LCOE），根据美国咨询Lazard最新统计，2009-2019年，美国大型地面光伏LCOE下降89%。因此，各国光伏发电应用市场普遍处于补贴退坡、行业市场化程度不断提升的阶段，全球新增光伏装机容量持续增加。促进可再生能源就地就近消纳加强电网基础设施建设及智能化升级，提升电网对可再生能源的支撑保障能力。加强可再生能源富集地区电网配套工程及主网架建设，提升关键局部断面送出能力，支撑可再生能源在区域内统筹消纳。推动配电网扩容改造和智能化升级，提升配电网柔性开放接入能力、灵活控制能力和抗扰动能力，增强电网就地就近平衡能力，构建适应大规模分布式可再生能源并网和多元负荷需要的智能配电网。积极推进煤电灵活性改造，推动自备电厂主动参与调峰，在新能源资源富集地区合理布局一批天然气调峰电站，充分提升系统调节能力。优化电力调度运行，合理安排系统开机方式，动态调整各类电源发电计划，探索推进多种电源联合调度。引导区域电网内共享调峰和备用资源，创新调度运行与市场机制，促进可再生能源在区域电网内就地消纳。加强送受端电网支撑，提升三北地区既有特高压输电通道新能源外送规模。强化送受端地区网架结构，提升电网基础设施支撑能力，推动三北地区既有特高压交直流通道输电能力尽快达到设计水平。统筹配套一批风电和光伏发电基地，充分提升输电通道中新能源电量占比，扩大跨省跨区可再生能源消纳规模，持续提升存量特高压通道可再生能源电量输送比例。提升基础设施利用率，推动既有火电点对网专用输电通道外送新能源。利用上都、托克托、锦界、府谷等火电点对网专用输电通道，就近布局风电和光伏发电项目，通过火电专用通道外送，推动传统单一煤电基地向风光火（储）一体化综合能源基地转型。优化新建通道布局，推动可再生能源跨省跨区消纳。加快建设白鹤滩至华东、金沙江上游至湖北特高压输电通道，在确保水电外送的基础上，扩大风电和光伏发电外送规模。加快建设陕北至湖北、哈密至重庆、陇东至山东等特高压直流输电通道建设，提升配套火电深度调峰能力，在送端区域内统筹布局风电和光伏发电基地，可再生能源电量占比原则上不低于50%。优化发展方式，大规模开发可再生能源坚持生态优先、因地制宜、多元融合发展，在三北地区优化推动风电和光伏发电基地化规模化开发，在西南地区统筹推进水风光综合开发，在中东南部地区重点推动风电和光伏发电就地就近开发，在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发，稳步推动生物质能多元化开发，积极推动地热能规模化开发，稳妥推进海洋能示范化开发。光伏行业概况按照电站选址和并网方式的不同，光伏电站可以分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。集中式光伏电站是指集中大规模发电，与公共电网相联接并承担供电任务的光伏电站，电力经逆变器、升压变压器在电网的高压侧并网，利用电网远距离传输到终端用户。集中式电站具有规模效应，管理难度较小，但具有建设周期长、占用土地资源等弊端。分布式光伏电站是指利用闲置屋顶等资源，布置在用户附近的发电系统。分布式