如果对各省光伏电站布局稍作梳理，则很容易就会发现，大部分光伏电站基本上都集中在那几个热门地区，地面电站如此，分布式亦然。

 

　　显然，对于电站投资企业而言，这种在一些区域集中布局的做法，不仅能节省投资可行性研究和与地方相关部门沟通所需时间从而降低投资成本，同时也还因规模集中而大大降低后期运维管理方面的支出。

 

　　不过，随着各地光伏项目的扎堆建设，这种项目布局思路却可能要在项目后期运行期间面对一个更加充满变数的大麻烦，那就是消纳问题。

 

　　在近日国家能源局发布的2017年光伏电站专项监管报告中，预警已经出现。

 

　　该报告显示，部分省份装机规模整体过剩或短期增长过快，用电负荷增长相对缓慢，省内消纳光伏电量空间不足，加之输电通道外送能力有限、调峰能力缺乏、光伏发电项目地域分布相对集中等原因，造成了当地光伏发电等新能源的消纳矛盾比较突出。

 

　　经过近几年的快速发展，国内光伏电站布局的拓荒期已经过去，在未来的项目布局方面，光伏电站投资者们可能需要认真做做功课了，而不是一味“靠运气”或期望监管部门能解决一切。

 

　　特别是进入2019年，随着无补贴项目的规模化和集中化发展，许多此前消纳问题不明显的地区，很可能也会开始出现消纳紧张局面，这无疑对电站投资商提出了新的挑战。

 

　　扎堆成趋势，消纳风险隐现

 

　　数据显示，陕北地区光伏发电总装机容量约占全省（区）光伏装机容量的84.66%。类似的情况也出现在青海，目前海南、海西州的光伏装机规模占青海全省的比例高达94.20%。

 

　　对于许多人认为未来空间巨大的中东部市场，似乎也已经开始出现一些不太乐观的情况。

 

　　来自浙江的数据显示，该省2017年的累计光伏装机为814万千瓦。其中，嘉兴的规模为190万千瓦，宁波121千瓦，湖州则为118千瓦，杭州约为80万千瓦，上述几个地区的合计装机规模占比为全省规模的60%。

 

　　分布式项目集中的情况也比较突出，比如杭州的企业屋顶光伏项目，就主要集中在余杭区、萧山区、桐庐县、大江东产业集聚区等区域。

 

　　除了项目扎堆带来的消纳需求集中外，这类企业屋顶项目尤其是产业园区项目可能还会面临另外一个风险：由于大部分产业园区入驻企业主要以同一产业或上下游配套企业为主，这意味着，如果该产业的市场形势发生变化，则可能出现“一损俱损”的风险。

 

　　低压侧并网的发展趋势，可能会进一步放大这种项目扎堆带来的电力消纳风险。

 

　　从实际情况来看，与风电大多以110千伏甚至是更高电压侧并网的情况不同，中东部地区的光伏发电项目基本上都是35千伏以下的低压侧并网，分布式项目并网电压可能更低。

 

　　也就是说，这些项目发出的电力只能在本地消纳。当本地用电量不足时，只能通过“限电”或者对其他电源“限发”来解决消纳问题，而后者由于涉及到调峰和电力调度等较复杂的操作和利益协调等问题，并不那么容易采用。

 

　　在前述国家能源局的监管报告中，久已经出现了这种情况。

 

　　比如在安徽的六安、淮宿地区，为了消纳光伏发电电力，皖北500千伏洛河-孔店双线和淮宿外送断面，在特定时期就出现了重载或超载运行的问题，造成部分煤机深度调峰期间也面临脱硝装置退出运行的风险。

 

　　在陕西，由于陕西地方电网辖区内光伏发电项目快速发展，受当地用电负荷限制，部分光伏发电量需要上一级电网消纳。而由于国网陕西省电力公司消纳能力有限、地方电网送陕西省电力公司电价不明确等原因，陕西省电力公司不予结算地方电网倒送电量，造成了地方电网辖区内光伏弃光率较高，个别光伏电站弃光率达34%。

 

　　光伏项目过于集中所带来的最直接后果，无疑就是“弃光”。数据显示，陕北地区和青海海南、海西州的弃光率约为14.80%和10.12%。

 

　　很显然，随着光伏电站存量市场规模越滚越大，“低头不看路”的光伏电站投资布局方式已经成为了过去式，更具长远的项目布局，既要考虑到是否有限电风险进而侵蚀收益率的问题，也要考虑后期土地等成本的可能变化对项目整体收益的影响。

 

　　“同业”竞争，挤出效应显现

 

　　尽管许多人不愿意承认，但随着装机规模的进一步发展，风电、光伏之间，将在一定程度上出现竞争。或者说，这在一些层面上已经成为事实。

 

　　比如年度新增规模的确定，两者之间就已经是此多彼少的关系，谁的规模大必然要占用更多的可用补贴资金，同时在消纳方面也会对对方带来影响。

 

　　与此同时，即便在光伏电站内部不同项目类型之间，同样也存在着一定程度的相互竞争关系。比如地面电站、分布式、光伏扶贫等，就有优先排序的问题。

 

　　目前来看，虽然光伏扶贫有自身单独的规模指标，但在电价补贴以及电力消纳方面却仍会对其他类型光伏项目带来挤出效应，尤其是在或明或暗的政策倾斜下。

 

　　在国家能源局近日发布的《2017年度全国光伏发电专项监管报告》（以下简称“监管报告”）中，这种情况已经有所体现。

 

　　比如，在普通光伏项目的并网配套工程方面，就存在着光伏发电项目建设速度较快、电网企业建设配套送出工程进度相对滞后的现象。而对光伏扶贫项目则优先保障资金需求，利用协议库存和配网应急物资储备提高响应速度，为其提供优先保障和绿色通道。

 

　　数据显示，截至2017年底，国网、南网和内蒙古电力共建设光伏扶贫项目配套送出工程2.62万项（含分布式光伏项目），投资金额约20亿元。

 

　　来自光伏扶贫规模全国第一的山西的信息也显示，截至2018年11月底，该省“十三五”第一批村级光伏扶贫电站2859座、102.94万千瓦已基本实现如期并网，承担项目并网任务最重的国网山西省电力公司为此累计投入专项资金10亿元，完成了供区内2233座村级光伏扶贫电站电网配套接入工程，结算电费4.14亿元，发放补贴1.47亿元。

 

　　粗略统计，截止目前，全国包括光伏扶贫电站专项规模以及年度规模内用于光伏电站的累计规模约为1535万千瓦，如果全部并网，将占自2015年以来新增并网光伏电站的10.52%、新增并网分布式电站的29.9%。

 

　　从这一比例中不难发现，光伏扶贫电站对其他项目类型尤其是分布式项目的影响，已经非常明显。

 

　　这种行业内部由于项目类型不同所获支持力度存在差别而导致彼此之间出现的负面挤出效应，可能是时候需要引起各方的足够重视了。

 

　　特别是随着无补贴项目的规模化和集中化发展，消纳问题可能会进一步严峻，许多此前消纳问题不明显的地区也很可能也会开始出现消纳紧张局面。

 

　　无论是对于行业管理者还是投资商，这都是一个不得不重视的问题。

 

　　对于管理者而言，破解这一难题的最好方法无非是“借力打力”，趁机做大行业蛋糕，尤其是在补贴资金的筹措和电力消纳的市场化方面。

 

　　既然补贴拖欠的原因在于资金来源不足，那解决问题的主要着力点还在于增加补贴资金来源方面，如果将光伏与扶贫、经济转型等经济民生问题挂钩，无疑可以为解决这一问题开拓出更大的空间和高度。

 

　　换言之，在解决光伏发电的补贴资金来源方面，不再局限于可再生能源电力附加，而是借势解决扶贫、经济转型等民生问题，通过财政投入等多渠道筹措资金，以为可再生能源的持续发展提供更大的支撑。同时，借分布式能源的市场化发展之机，推动能源体制转型等问题的解决。

 

　　而对于光伏电站投资企业来说，除了从更长远角度“精选”项目布局区域和进一步“精算”投资收益外，更重要的是要在投资思维上“转型”。比如，要站在一个能源供应商的角度去思考用户需求，要与综合能源服务等用户需求深入结合等。

 

　　一个略显奇怪的现象是，虽然在行业属性上光伏属于电力行业，但许多光伏电站投资者或从业者似乎都并不愿意从电力的角度去考虑项目投资决策，特别是对涉及投资收益率至关重要的用电量等问题并不真正关心，而理想化地认为这是监管部门或者电网的责任。

 

　　这显然不是一种对自身利益负责任的态度，特别是在宏观经济面临较大下行压力的当下。