獲悉，12月26日，國家能源局印發《光伏電站開發建設管理辦法》（下稱《辦法》）。《辦法》自發布之日起施行，有效期5年，此前的《光伏電站項目管理暫行辦法》（國能新能〔2013〕329號）同時廢止。
《辦法》適用于集中式光伏電站的行業管理，分布式光伏發電管理將另行規定。鑒于此前風光大基地項目暴露出的接網難，《辦法》一大亮點是對“電網接入管理”進行了詳細規定，進一步壓實了電網企業的責任。
《辦法》提到，國家能源局負責全國光伏電站開發建設和運行的監督管理工作，電網企業承擔光伏電站并網條件的落實或認定、電網接入、調度能力優化、電量收購等工作，配合各級能源主管部門分析測算電網消納能力與接入送出條件。
《辦法》明確：“500千伏及以上的光伏電站配套電力送出工程，由項目所在地省（區、市）能源主管部門上報國家能源局，履行納入規劃程序；500千伏以下的光伏電站配套電力送出工程經項目所在地省（區、市）能源主管部門會同電網企業審核確認后自動納入相應電力規劃。”
“電網企業應改進完善內部審批流程，合理安排建設時序，加強網源協調發展，建立網源溝通機制，提高光伏電站配套電力送出工程相關工作的效率，銜接好網源建設進度，確保配套電力送出工程與光伏電站項目建設的進度相匹配，滿足相應并網條件后‘能并盡并’。”
“電網企業建設確有困難或規劃建設時序不匹配的光伏電站配套電力送出工程，允許光伏電站項目單位投資建設。光伏電站項目單位建設配套送出工程應充分進行論證，并完全自愿，可以多家企業聯合建設，也可以一家企業建設，多家企業共享。光伏電站項目單位建設的配套電力送出工程，經電網企業與光伏電站項目單位雙方協商同意，可由電網企業依法依規進行回購。”
注意到，《辦法》出臺的一大背景是，今年以來，以大型風電、光伏基地建設為代表的新能源項目進展較為緩慢，不少項目預計年底全容量并網存在難度。
風光大基地進展緩慢，一方面是由于光伏產業鏈價格高企，集中式光伏發電項目成本偏高，此前，組件價格一度在1.9元-2元/瓦左右高位運行，較去年初上漲約20%，壓縮了開發商收益，項目開發積極性嚴重受挫。
風光大基地進展緩慢的另一大原因，是電網建設緩慢，尚無法及時有效實現大批量風光項目的接網消納。
一位發電央企新能源部門負責人此前曾表示，風光大基地的特高壓外送通道，從立項到建成，需三年左右的時間；但一千萬千瓦左右的集中式光伏項目，在一年之內即可建成。由此，風光大基地建設中，外送通道配套往往滯后。
以第二批風光大基地項目中的內蒙古鄂爾多斯庫布齊沙漠項目為例，目前外送通道遲遲沒有確定，博弈點涉及線路走向、落地點，受端和送端的電價、電量，以及應對新能源并網波動性的靈活性調節資源配置等等，這些都需要復雜的電力系統規劃。
而根據廣發證券最新研報統計，第一批風光大基地裝機規模共計9705萬千瓦，其中40%利用現有特高壓等通道外送；第二批風光大基地已披露裝機規模1.65億千瓦，其中14%利用存量通道，86%需依托新建通道外送；預計第三批及以后大基地裝機規模將達到1.9億千瓦，外送需求仍占七成。但受疫情影響，今年特高壓開工不及預期。
截至2021年底，我國共有33條特高壓線路投入使用。“十四五”期間，國家電網規劃建設特高壓工程“24交14直”，涉及線路3萬余公里，總投資約3800億元，較“十三五”特高壓投資2800億元大幅增長35.7%。
當然，風光大基地接網消納難，并不意味著特高壓通道建設及時跟上就能徹底解決問題，即使通道已經建成，鑒于風光發電的間歇性，如此大規模的風光電如何穩定接入電網，仍然是一個難題。
因此，想要解決風光電接網消納難題，需要電源企業、電網企業等相關主體的通力合作，加強源網協調、雙向發力：電網企業應主動改進電網的規劃設計、建設運行等，加快構建新型電力系統；電源企業、光伏企業應積極主動配合做好接網工作。
好消息是，由于產能持續釋放，近日來硅料降價潮如期而至，這將帶動光伏組件降價，進而拉動光伏電站裝機爆發增長。隨之而來的問題是，光電接網消納矛盾將更加凸顯，光伏發電要盡快啃下接網消納的“硬骨頭”，為新型電力系統的構建蕩平道路。
