“一招不慎，满盘皆输。”
虽然，用这句话来形容去年出台的光伏“国八条”，可能有些过了。但从此后现实的发展来看，是次新政的确不能堪称完美，一些漏洞正逐渐显现。
最为明显的则是“就地消纳”规定，这正在使部分地区的光伏电站建设偏离原有初衷。
为了应对新项目所带来的电力消纳难题，西部一些新能源大省似乎正陷入一个同样的模式——只能通过新上高耗能产业来消化大规模的新能源电力。
这无可避免的带来了一系列疑问，包括在许多高耗能产业均处于产能过剩阶段这样做的意义，以及用如此高的电价来发展高耗能产业的经济性问题。
从整体来看，尽管现行政策正在向分布式倾斜，但鉴于中东部地区的资源状况，国内光伏产业的平衡及可持续发展，或仍将依赖于大规模建设西部地面电站。
如此，则需要破除上述的模式循环，以使光伏电站建设回归其原有要义。因此，有必要对现行部分政策进行调整，首要的就是“就地消纳”政策。
此外，为了加大电力外送力度，在大力推广直购电交易、跨区域交易等形式的同时，还应该配以必要的辅助措施。比如，为了鼓励各地使用新能源电量的积极性，应该参照分布式的相关政策，将其所用电量不计入阶梯电价适用范围，而计入地方政府和用户节能量，与节能减排挂钩。
青海的示范效应？
受益于近几年工业项目快速增加所带来的电量需求，青海本省发电电量已经不能满足其需求。因此，尽管截至2013年年底青海的光伏装机规模已经达到了3GW，但该省光伏电站“限电”问题并不突出。
“就地消纳”正成为西部光伏电站建设大省的禁锢。
相关数据显示，截至2014年3月底，西北电网光伏发电装机1272万千瓦，甘肃、青海、新疆、宁夏是全国光伏装机容量排名前四的省区。
这其中，最引人注意的是甘肃，在经过2013年大规模突进后，其装机容量已经超过青海。
不过，在光伏装机容量大增的背后，也带来了电力消纳、调峰、限电等诸多问题。
对此，作为应对措施，在去年年末下发的《贯彻落实国务院关于促进光伏产业健康发展若干意见的实施方案》(以下简称“实施方案”)中，甘肃将增强就地消纳摆放在了突出的位置。
而从青海的经验来看，通过发展高耗能产业，或不失为解决光伏发电本地消纳的有效措施。数据显示，受益于近几年工业项目快速增加所带来的电量需求，青海本省发电电量已经不能满足其需求。因此，尽管截至2013年年底青海的光伏装机规模已经达到了3GW，但该省光伏电站“限电”问题并不突出。
但青海的经验是否具有复制性以及可持续性，则还需要进一步观察和思考，尤其是在高耗能产业均处于产能过剩阶段上马类似项目的现实意义，以及用如此高的电价来发展高耗能产业的经济性问题。
从整个情况来看，尽管现有政策正在向分布式倾斜，但鉴于中东部地区的资源状况，如果想使得光伏行业能够获得长期的持续发展，大规模建设西部大型地面电站，或许仍然是必要条件。但前提是，要突破“就地消纳”这一政策限制。
此外，还应该打破电力交易的一些障碍，鼓励跨区、跨省电力交易以及大用户直购交易。比如，对使用大型地面电站电力的省份和用户，也应该参照分布式相关政策，其所用电量将不计入阶梯电价适用范围，而计入地方政府和用户节能量，以鼓励外省区使用新能源电量。
“就地消纳”难题
根据2013年国务院相关文件精神，对大型地面光伏电站的要求是，按照“合理布局、就近接入、当地消纳、有序推进”的总体思路，根据当地电力市场发展和能源结构调整需要，在落实市场消纳条件的前提下，有序推进各种类型的光伏电站建设。
正是上述意见中的“就地消纳”，正成为西部一些光伏大省的头号待解难题。
以甘肃为例，在经过2013年的抢装潮后，其光伏发电装机容量已接近4GW。但受其整体经济体量限制，当地电力本就已经供大于求。
国网甘肃电力公司发布的一份资料显示，去年甘肃省用电市场形势较为严峻，占售电量一半的高载能市场持续低迷，开工率徘徊在60%左右，且省外需求电量呈下降趋势。
但另一方面，随着甘肃新能源装机的迅猛增长，风电、光伏发电量均创历史新高。两者共同作用，使得甘肃电量大量富余。
而同时，国家能源局甘肃能源监管办专员康安东也表示，甘肃发电企业亏损的局面已连续多年出现，2013年在各方努力下，火电机组利用小时数勉强突破4000小时，但从年度运行方式来看，2014年形势依然不容乐观。
在原有发电量已经处于供过于求的情况下，为了增加对新能源所发电力的消纳，甘肃正在布青海的后尘。
在上述实施方案中，甘肃表示，将通过承接和发展能源消耗密集型产业、改造提升和壮大传统产业、加快循环经济产业发展，较大幅度提高就地消纳能力，促进新能源产业持续健康发展。
来自青海的经验显示，尽管截至2013年年底其光伏装机规模已经达到了3GW，但受益于近几年工业项目的快速增加所带来的电量需求，青海本省发电电量已经不能满足其需求。如果从数据上来看，青海通过发展工业项目来增加新能源电力的消纳模式，似乎是有效的。
就此，西部的一些新能源大省似乎正陷入一个同样的模式——只能通过新上高耗能产业来消化大规模的新能源电力。
电力交易机制障碍
许多地面电站建设大省将增强就地消纳能力作为应对限电的首选措施，这其中既有现行政策的原因，也与现行电力交易机制中存在的某些障碍不无关系。
有分析人士表示，由于政策要求新能源原则上在本省消纳，这就使得新能源装机比例大的省份消纳压力大增。甘肃是西北新能源装机增长最快的省份，特别是甘肃河西走廊地区，风电装机过于集中，就地平衡、省域平衡的传统电力市场平衡模式已不适应新能源快速发展的形势。
国家电网西北电力交易分中心在一份宣传材料中则表示，多年来西北交易分中心为新能源跨区跨省消纳做了大量工作，但由于缺乏有效的市场交易机制，前期的新能源跨区跨省交易局限于小规模的探索阶段。
而从现有的公开信息看，一些地方已经在电力交易体制上有新的突破。比如，部分地区对跨区跨省交易模式进行了优化和创新，利用国家电力市场平台，改变过去只有火电企业参加跨区交易的交易模式，风力发电企业直接参与跨区外送电集中交易，为新能源拓展了区外消纳的空间。
甘肃能源监管办则表示，面对新能源有可能出现新的增长趋势，下一步需要针对目前电力发展形势，转变观念，大力推进大用户直购电，大力建设区域交易市场平台，不断推进电力市场化改革。
此外，还应积极开展外送交易，改善电力企业经营现状。
对此，上述分析人士认为，对我国的光伏行业而言，建设大型地面电站尽管会带来并网难、消纳难等一系列问题，但这是保正行业持续发展的必要基础。基于此，应该取消“就地消纳”政策，并在此基础上通过直购电交易、跨区域交易等形式加大外送力度。同时，为了鼓励各地使用新能源电量的积极性，应该参照分布式的相关政策，将其所用电量不计入阶梯电价适用范围，而计入地方政府和用户节能量，与节能减排挂钩。
“远距离”外送是绕不过去的坎
分布式光伏无疑是一个正确的方向，但就当下的实际情况而言，中国光伏产业的可持续发展，依然不得不有赖于在西部地区建设大型地面电站。因此，远距离、大规模电力外送将成为主要瓶颈之一，必须统筹规划、着力解决。
“电网与光伏、风电等新能源的关系，就像公路和汽车的关系，根据历史经验来看，路几乎总是滞后于车的发展速度。甘肃去年的光伏发展速度完全是超预期、超常规的，在这种情况下，电网配套方面有一些滞后是完全正常的。通常这些问题在1-2年时间内能够得到解决。”
长期负责新能源发电并网运行质量跟踪、监测的甘肃省电力公司风电技术中心主任汪宁渤认为，目前甘肃局部地区出现的光伏发电“限电”现象，主要与2013年年中国家出台的新电价补贴政策所带来的大规模抢装潮有关。
数据显示，作为近年来国内光伏发电另一个发展较快的地区，甘肃省已在敦煌、金昌、嘉峪关等地区规划了7个百万千瓦级光伏发电基地，目前甘肃省光伏发电装机容量已经达到435万千瓦。
汪宁渤对记者表示，随着一批电网配套项目的建成，甘肃的新能源限电问题将得到极大缓解。
据他介绍，就电力外送方面而言，其中包括已经获得国家能源局批准的甘肃酒泉——湖南株洲正负800千伏特高压直流输电工程有望于今年开工，该项目建成之后，能够支撑甘肃1000万千瓦风电以及四五百万千瓦光伏的并网需求。
除了加大外送能力外，甘肃省提出的另外的解决措施，还包括增加就地消纳能力、以及通过发展相应的水火电增加调峰能力。
在此前发布的《落实国务院关于促进光伏产业健康发展若干意见的实施方案》中，甘肃省表示，将依托甘肃风、光、水、生物质等资源禀赋条件，以产业协调发展和促进新能源就地消纳为重点，实现风光电与水火电协调发展、电源与电网共同发展、调峰问题有效解决、就地消纳显著增强的目标。
汪宁渤认为，根据中国的光伏发电的资源禀赋而言，在西部地区发展大型地面电站是保证其高速发展的必由之路。但与此同时，远距离大规模外送，将成为制约中国新能源发展的主要瓶颈，必须花大力气解决。
“限电”问题有望缓解
根据甘肃省的发展规划，2015年底光伏并网装机将超过500万千瓦。这一目标，在2013年即获得了极大的推进。
据汪宁渤介绍，甘肃已核准的光伏发电“路条”大概为500多万千瓦，而仅2013年一年，全省的光伏电站投资规模就达到了380万千瓦，共建成投产了80多个项目。其中，仅12月份一个月就并网了200万千瓦。“目前已经并网的是93个，前几年积累的只有10多个。去年的发展完全超出了年初的预期，确实是比较‘恐怖’的事情。”
在汪宁渤看来，出现这种情况，主要与去年年中出台的新的电价补贴政策有关。
根据2013年出台的电价补贴政策，甘肃省的绝大部分地区属于一类资源区，将享受0.9元/千瓦时的电价补贴。该政策同时规定，在2013年9月1前已经获得备案(核准)的项目，如不能在2013年年末投入运行，将只能享受新出台的0.9元/千瓦时的补贴。
“许多项目正是为了抢在2013年前并网，以便享受1元/千瓦时的电价补贴，才出现了大规模的抢装潮。”汪宁渤称。
不过，在装机规模大增的同时，电网的输送能力、调频调峰、电量消纳等问题也随之而来。
以调峰为例，甘肃全省最大负荷只有1500万千瓦，其中新能源已经超过了1100万千瓦。“大家都知道，包括光伏在内的新能源最大的缺点就是只能波动性、随机性发电，需要为之配备相应的火电、水电等进行调峰。但说实话，在去年投资这么大规模的光伏电站时，根本没考虑调峰的问题。因此，甘肃电网公司现在是难受得不得了。”汪宁渤介绍说。
对于目前出现的一些问题，在此前出台的落实国务院关于促进光伏产业健康发展若干意见中，甘肃省也给出了针对性的解决措施。其中，包括通过承接和发展能源消耗密集型产业、改造提升和壮大传统产业、较大幅度提高就地消纳能力以及试行大用户直供等政策措施，来促进和解决新能源就地消纳和风光水火互补、调峰的问题。
在对外输送能力方面，据汪宁渤介绍，与甘肃新能源外送相关的主要有三个电网项目，750千伏的西北——新疆二通道、甘肃酒泉——湖南株洲正负800千伏特高压直流输电工程，这两个是直接受益的项目；而哈密南——郑州±800千伏特高压直流工程，则是间接有助于缓解甘肃新能源外送的矛盾。
“目前，甘肃酒泉——湖南株洲正负800千伏特高压直流输电工程已经获得国家能源局批准，预可研也已经完成。如果顺利的话，今年可能会开工。建成之后，能够支撑甘肃1000万千瓦风电以及四五百万千瓦光伏的并网需求。届时，甘肃电网对外输送能力将得到很大的提高，限电问题也将得到缓解。”
企业投资热情不减
尽管面临“限电”等问题，但一些企业对在甘肃投资光伏电站的热情依然高涨。
今年2月28日，香港联交所上市公司中国兴业太阳能技术控股有限公司投资建设的300MW光伏电站项目在甘肃民勤县举行了开工仪式。
据兴业太阳能公告显示，该300兆瓦项目仅是其在当地大规模开发光伏电站的一期工程，项目建成后年均发电量为4.8亿千瓦时。
该公司宣称，已与甘肃民勤县政府签订了1.1GW太阳能电站战略开发意向协定，总体项目规划建设周期为五年，将带动相关投资约人民币100亿元。
吉电股份近日也发布公告称，其旗下子公司将投资建设甘肃省张掖市高台县高崖子滩50兆瓦并网光伏发电项目。吉电股份表示，根据年利用小时数为1445.32小时测算，该项目投资回收期为9.66年,全部投资财务内部收益率(税后)9.34%，资本金财务内部收益率15.37%。
而此前，阳光电源也已与甘肃省酒泉市、兰州市达成投资协议，将分别在两地建设49MW、50MW电站项目。阳光电源表示，酒泉49MW电站项目投资额约6.5亿元；兰州50MW项目在获得备案的前提下，计划在2014年5月开工，2014年12月底前建成投产。
汪宁渤认为，对于包括甘肃在内的西北省份而言，最大的优势就在于光照资源充足以及有足够的土地资源可以建设光伏电站。“以甘肃为例，尽管存在‘限电’问题，但‘限电’后其发电利用小时还能够达到1400小时以上，仍然高于不限电的东南部地区的利用小时。今年情况还要稍好一点。从投资回报角度来讲，这是可以接受的。”
在他看来，光伏发电的分布式利用无疑是一个正确的方向，但就中国的实际情况而言，在中东部地区发展分布式面临的最大障碍是合格的屋顶资源很稀缺。因此，对于中国光伏产业的可持续发展来说，在西部地区建设大型地面电站就是不得不做的选择。而在这种情况下，远距离、大规模外送将成为制约中国新能源发展的主要瓶颈之一，必须要统筹规划、着力解决。
“我们有过一个简单的测算，假如把‘鸟巢’屋顶上全部铺满电池板，其装机规模也达不到1万千瓦，而全国又有多少像鸟巢整体面积这么大的屋顶资源呢？因此，如果想尽快的发展光伏发电，靠分布式存在很大的不确定性。”汪宁渤称。
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