文｜华夏能源网

12月26日，国家能源局印发《光伏电站开发建设管理办法》（下称《办法》）。《办法》自发布之日起施行，有效期5年，此前的《光伏电站项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕329号）同时废止。

《办法》适用于集中式光伏电站的行业管理，分布式光伏发电管理将另行规定。鉴于此前风光大基地项目暴露出的接网难，《办法》一大亮点是对“电网接入管理”进行了详细规定，进一步压实了电网企业的责任。

《办法》提到，国家能源局负责全国光伏电站开发建设和运行的监督管理工作，电网企业承担光伏电站并网条件的落实或认定、电网接入、调度能力优化、电量收购等工作，配合各级能源主管部门分析测算电网消纳能力与接入送出条件。

《办法》明确：“500千伏及以上的光伏电站配套电力送出工程，由项目所在地省（区、市）能源主管部门上报国家能源局，履行纳入规划程序；500千伏以下的光伏电站配套电力送出工程经项目所在地省（区、市）能源主管部门会同电网企业审核确认后自动纳入相应电力规划。”

“电网企业应改进完善内部审批流程，合理安排建设时序，加强网源协调发展，建立网源沟通机制，提高光伏电站配套电力送出工程相关工作的效率，衔接好网源建设进度，确保配套电力送出工程与光伏电站项目建设的进度相匹配，满足相应并网条件后‘能并尽并’。”

“电网企业建设确有困难或规划建设时序不匹配的光伏电站配套电力送出工程，允许光伏电站项目单位投资建设。光伏电站项目单位建设配套送出工程应充分进行论证，并完全自愿，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。光伏电站项目单位建设的配套电力送出工程，经电网企业与光伏电站项目单位双方协商同意，可由电网企业依法依规进行回购。”

《办法》出台的一大背景是，今年以来，以大型风电、光伏基地建设为代表的新能源项目进展较为缓慢，不少项目预计年底全容量并网存在难度。

风光大基地进展缓慢，一方面是由于光伏产业链价格高企，集中式光伏发电项目成本偏高，此前，组件价格一度在1.9元-2元/瓦左右高位运行，较去年初上涨约20%，压缩了开发商收益，项目开发积极性严重受挫。

风光大基地进展缓慢的另一大原因，是电网建设缓慢，尚无法及时有效实现大批量风光项目的接网消纳。

一位发电央企新能源部门负责人此前曾表示，风光大基地的特高压外送通道，从立项到建成，需三年左右的时间；但一千万千瓦左右的集中式光伏项目，在一年之内即可建成。由此，风光大基地建设中，外送通道配套往往滞后。

以第二批风光大基地项目中的内蒙古鄂尔多斯库布齐沙漠项目为例，目前外送通道迟迟没有确定，博弈点涉及线路走向、落地点，受端和送端的电价、电量，以及应对新能源并网波动性的灵活性调节资源配置等等，这些都需要复杂的电力系统规划。

而根据广发证券最新研报统计，第一批风光大基地装机规模共计9705万千瓦，其中40%利用现有特高压等通道外送；第二批风光大基地已披露装机规模1.65亿千瓦，其中14%利用存量通道，86%需依托新建通道外送；预计第三批及以后大基地装机规模将达到1.9亿千瓦，外送需求仍占七成。但受疫情影响，今年特高压开工不及预期。

截至2021年底，我国共有33条特高压线路投入使用。“十四五”期间，国家电网规划建设特高压工程“24交14直”，涉及线路3万余公里，总投资约3800亿元，较“十三五”特高压投资2800亿元大幅增长35.7%。

当然，风光大基地接网消纳难，并不意味着特高压通道建设及时跟上就能彻底解决问题，即使通道已经建成，鉴于风光发电的间歇性，如此大规模的风光电如何稳定接入电网，仍然是一个难题。

因此，想要解决风光电接网消纳难题，需要电源企业、电网企业等相关主体的通力合作，加强源网协调、双向发力：电网企业应主动改进电网的规划设计、建设运行等，加快构建新型电力系统；电源企业、光伏企业应积极主动配合做好接网工作。

好消息是，由于产能持续释放，近日来硅料降价潮如期而至，这将带动光伏组件降价，进而拉动光伏电站装机爆发增长。随之而来的问题是，光电接网消纳矛盾将更加凸显，光伏发电要尽快啃下接网消纳的“硬骨头”，为新型电力系统的构建荡平道路。