光伏扶贫实践困境与对策

2020-12-28肖诗意杨凡凡

山东电力高等专科学校学报 2020年1期

肖诗意，杨凡凡

（1.国网安徽省电力有限公司安庆供电公司，安徽安庆 246003；2.湖北工业大学电气与电子工程学院，湖北武汉 430068）

0 引言

光伏扶贫是创新精准扶贫、精准脱贫方式的有效途径，是一项造福贫困地区、贫困群众的民生工程［1］。 A 市是全国率先实施光伏扶贫的地市之一，A 市供电公司认真贯彻党中央、国务院及省委、省政府关于坚决打赢脱贫攻坚战的战略部署，把推进产业脱贫作为脱贫攻坚的重中之重［2］，把光伏扶贫作为产业脱贫的重要抓手，抢抓“6·30”及“9·30”等政策机遇［3］，加强领导，硬化措施，加大投入，强力推进，光伏扶贫攻坚实现明显突破。但当前A 市的光伏扶贫工作仍处于相对粗放的传统模式，制度不健全、管理不规范、执行不到位的“三不”现象严重［4］，存在不少亟待解决的问题。目前，学界对光伏扶贫可持续发展的研究仍然较少。本文结合工作实践，分析了A市光伏扶贫过程中出现的带有普适性意义的实践困境，在此基础上为光伏扶贫的发展提出针对性的改进路径和优化建议，对于我国打赢脱贫攻坚战，实现脱贫后经济社会的可持续发展具有重要的意义。

1 光伏扶贫实践困境

1.1 并网接入规模

目前，A 市下辖各区县稳步完成省委、省政府下达的光伏扶贫并网发电计划。全市累计新增光伏扶贫并网发电装机规模近全省的1／9，发电客户数约占全省的1／6。 A 市光伏电站数量位居全省前列，总装机容量居中游。

光伏扶贫项目存在建设不够科学，一些地区项目建设缺少合理规划，一哄而上、一光了之；有的联建项目规模过大，村均容量超标；有的在“经济薄弱村”建设光伏扶贫工程项目，造成指标申请困难；个别地方集中式光伏扶贫电站仍未全面建成并网发电，直接影响了工程项目扶贫效益的发挥。

部分工程建设质量有待加强。 2017 年上半年，全市各地均在抢抓“6·30”并网发电政策机遇，加之环保硬性约束增强，光伏组件等原材料供不应求，一些地区光伏电站建设材料把关不够严，部分光伏组件质量不高，对发电性能影响较大。少数项目施工质量较差，在基础设计、安装角度、支架强度等环节上达不到要求［5］，个别电站还存在一定的安全隐患。上述现象对光伏电站工程建设质量造成了直接影响。

1.2 并网接入效率及瓶颈

从A 市近三年光伏扶贫并网接入经验来看，接入电压等级越高，并网流程平均时长越长，贫困县并网流程的平均总时长相对较长。前期以户用光伏电站扶贫为主，后期村级光伏电站扶贫增加较快，并网流程平均总时长随着并网规模的上升有一定的增加。

国家能源局发布了《用户“获得电力”优质服务情况重点综合监管工作方案》，旨在优化营商环境，进一步健全用户接电并网优质服务体系，切实提升用电获得感、幸福感，全面提升供电服务能力和水平［6］。国网营销部下发了《国家电网公司关于进一步做好光伏扶贫项目接网工作意见的通知》，目的是进一步畅通光伏扶贫接网工程绿色通道。

但并网接入超时现象仍频繁发生，主要分布在现场勘察、接入系统答复、工程设计及施工等四大环节。其中，现场勘查和答复环节需要在制定方案中录入发改委备案文号；工程设计及施工环节往往出现用户外出打工无法及时签订合同的情况；系统维护时间滞后也是超时的主要原因。

A 市光伏扶贫项目较多，当地配电网建设相对落后，电网消纳能力有待提升，存在不协调问题突出的现象。少数区县光伏扶贫超常规发展，超过当地用电水平。配电台区低压侧并网光伏容量超过配变容量，台区设备大多未经改造，造成所发电力就地消纳困难，制约了光伏扶贫工程的深入推进。小水电供区电网线路及变压器等级较低，消纳能力不足，光伏扶贫上网电价未能实现与国网区域同价结算，影响了贫困村、贫困户发电收益。

1.3 发电效率

受地理位置、电站规模较小等因素影响，A 市光伏电站发电效率比其他省市低，投用时长远低于A 市年均日照时长。部分区县光伏电站并网后，规范有效的运维机制尚未及时建立、健全，科学实施水平有待提高，限制了光伏电站发电效益的长期有效发挥。

部分区县重建设、轻管理，运维经费不足、人员缺位、责任落实不力，没有专业的人员维护和日常监控，也没有执行定期检查、清洗、维修的制度，发电和逆变设备效率低下，甚至出现月度发电量为零、为负的异常情况，电站的运行寿命大大折扣。一些电站围栏内杂草丛生，光伏板遮挡物清理不及时、灰尘堆积较多，防护围栏损毁、项目简介标示牌及安全警示牌缺失。少数项目因为运营维护不到位，出现逆变器停机、组件破损等现象。故障预警排除不及时、发电状态不正常、人为损坏光伏电站、客户采集关系未在用采系统中维护等问题时有发生。

分布式电站主要为贫困户自行运维，厂商负责检修，由于户用光伏一般都是架设在房屋及屋顶上，而真正的贫困户屋顶结构状况差，难以保障光伏电站正常运行。在光伏扶贫工程实施过程中，存在没有充分利用荒坡、荒地等闲置土地，占用耕地、浪费土地资源等问题。少数项目选址过程中未能综合考虑光照条件、房屋结构、地质安全、电网接入条件等方面因素，影响项目效益发挥，存在安全隐患。

部分农电计量人员，对光伏计量管理不规范，发电点与上网点存在混淆问题，导致计量错误。部分发电客户仅维护上网关口点，未维护发电关口点；部分客户在系统中填报的合同装机容量与现场实际不一致，装机容量与发电量不匹配。

1.4 光伏发电收益

全市并网发电光伏扶贫工程项目累计装机规模15.24×104kW，按A 市平均光照条件测算，年发电约1.6×108kW·h，每年可为贫困地区增加收入近1.6 亿元。按每度电多收益0.13 元测算，全省每年可多收益约0.208 亿元，在财政部可再生能源发展基金二十年补贴期内，将为A 市贫困村和贫困户多增收约4.16 亿元。从户均月收益来看，A 市每年 5～8 月较高，12 月至次年2 月较低，主要受天气和气候影响。每户可以获得年均3 000 元以上的稳定收益，已达到设计时的要求；光伏发电设备在运行良好的情况下可使用25 a，计及建设投资、折旧引起光伏后期发电量下降，总计可以为每户贫困户带来约7 万元的总收益。

A 市光伏扶贫项目覆盖7 县1 区，直接惠及 4.2 万贫困户（含村级光伏电站、集中式光伏扶贫电站带动的贫困户），占全省的9.79%。其中Ω 和δ 县供电公司未完成100%上网电费支付，支付不及时的主要原因是部分发电客户暂未实行电子支付、抄表周期差异、统计周期不一致等情况。 A 市上网电费补贴发放率仅为26.18%，补贴支付率较低主要是国家补贴资金未及时下发以及统计周期不一致导致。补贴资金为国家专项资金，均在合法合规的前提下按照规定时间内进行转发支付。少数村户光伏扶贫发电收益专账专户管理不严格，电费结算拨付不及时，电价补贴垫付压力大，收益分配计划备案、受益对象公告公示流于形式，村级电站收益二次分配范围、对象等机制仍需完善。

2 光伏扶贫困境的应对之策

针对A 市光伏扶贫的现状及困境，建议采取积极的措施，创新扶贫电站建设模式，建立健全收益分配机制［7］，开发运用智能运维系统，确保光伏扶贫工程项目能够及时并网、稳定运行、发挥效益。

2.1 科学合理规划强化质量监管

A 市下辖 3 区 7 县，其中国家级贫困县 4 个，扶贫任务相对较重，存在单个电站规模小、成本高，建站分散、发电量少等问题。由于村级光伏电站和集中式电站发电效率高，平均维护成本低，惠及贫困户数量多，可以综合考虑当地已建规模、扶贫需求、电网消纳条件、资金筹措等因素，新审批电站以这两种类型为主推模式，探索出村村（户）联建、户户联建（虚拟到户）等光伏扶贫工程项目建设模式。通过农光互补、光伏农场等方式建设光伏扶贫电站综合体，科学合理谋划未来两年光伏扶贫计划，并及时录入国家光伏扶贫信息管理系统。各区县针对已经下达“十三五”光伏扶贫计划，抢抓国家政策机遇，抓紧开展招标，精心组织建设，保证工程质量，加强调度督查，力争按期将“十三五”光伏扶贫计划建成、并网发电，确保光伏扶贫工程项目早建成、早收益。工程项目建设应符合国家相关技术要求和规程规范，确保质量监管、强化安全监管［8］。光伏组件、逆变器等主要设备应采用国家资质检测认证的产品。鼓励采用EPC 方式统一开展建设，使用达到“领跑者”技术指标的先进技术，坚决杜绝低端、过时光伏产品流入光伏扶贫电站。

2.2 加强电网升级改造保障并网及时性

按照“特事特办、精简程序，限时管控、高效实施”的工作思路［9］，优先保障光伏扶贫电站发电上网，无条件实现对光伏扶贫电站电量的全额消纳。可采取如下方案进一步畅通接网工程绿色通道：一是光伏扶贫接网项目优先纳入供电公司年度投资计划。对于临时新增的光伏扶贫接网项目，执行绿色通道，由经办单位按照“特事特办”原则，优先组织实施，采取可研初设和施工图一体化设计，设计方案确定后即可履行备案程序，及时完成计划和预算调整，每月定期更新计划安排信息。二是保障接网工程采购及时性。光伏扶贫接网工程设计、施工、监理等服务需求纳入供电公司10 kV 及以下农配网工程服务类年度框架采购。合理利用框架招标、协议库存、供应商寄售等方式，保障光伏扶贫接网工程物资需求。对特别应急项目物资需求，建立库存实物储备供应机制。三是严格控制并网时限。对村级光伏扶贫电站和其他光伏扶贫项目（含联村光伏扶贫电站），通过压缩现场勘查、接入方案告知、工程设计及施工、并网验收调试等各环节办理时限，及时签订发用电合同，促进各环节无缝实施，确保接网工程与电站本体同步建成。

针对并网接入瓶颈，供电公司可根据光伏电站的并网需求，加大偏远、贫困地区电网改造升级力度，优先改造计划实施光伏扶贫工程项目区域的农村电网，着力改善光伏扶贫工程项目发电上网环境，提高配电网可靠运行水平。在光伏电站选址方面，根据光伏电站的并网需求，加强各级配电网的改造升级力度，提高建设标准，增强网架结构，确保满足光伏发电的上网需求。在确保电网安全和电能质量的前提下，加强配电网调度，做好光伏发电的消纳工作。同时，有关部门和单位也应进一步加快小水电供区电网移交工作，移交后优先纳入改造计划。

2.3 完善运维机制力促发电效率提升

建议按照“三分建设、七分管理”要求［10］，及时建立完善光伏电站运维管理机制，做到权责明晰；强化“信息化+专业化”运维的理念，尽快建立完善“光伏电站智能管理系统”，实现远程可视、手机App 实时监控、故障预警、电量查询等功能，切实提高运维效率和水平。加强专业人员和电站管护人员培训和管理，尽快组建一支全天候服务的专业化管养队伍。全面压实运维管理责任，加大光伏督查检查力度，增强管护人员责任心，确保光伏电站安全运行。

对于集中式及村级光伏电站，建议地方政府明确运维的电站及业务范围，通过购买服务的方式，将电站委托给电力企业运维，使电站得到专业维护，包括专业巡视、技术维护和运行监控；对于电站日常管护职责，主要包括电站看护、光伏板清扫、除草、日常巡查等业务，可由村集体负责，成本从电站收益中提取。针对电站设备大修及更换资金需求，质保期内可由设备厂商负责；质保期过后，建议地方政府从扶贫资金中做出专项安排，或从电站收益中提取。同时，建议地方政府为电站购买商业保险，投保自然灾害、主设备损坏等，保障电站稳定运行。进一步提升运行维护质量，减少因设备故障引发的零发电、零上网、负电量情况发生，提高发电利用小时数，提升电站的运行效益。

“十三五”期间，国家倡导光伏扶贫工程项目以村级单建、村户联建、户户联建形式为主［11］。应集约用地，尽量选择荒山、荒坡、空闲地建设。贫困户屋顶或庭院不适合建设户用光伏电站的，可以按照村级光伏电站选址条件集中联户、以村带户等方式建设，实行分户收益。

进一步推广光伏云网2.0，规范光伏扶贫系统录入工作，不断完善光伏扶贫发电客户档案数据，将光伏扶贫电站设备级数据采集接入光伏云网2.0，实现设备运行状态（故障、异常、正常）、运行参数（电流、电压、功率等）、电量、环境的实时监测，及时掌握光伏电站运行状态，发现零电量用户并积极妥善给予解决，提升日常运维的实效性和便利性。建议在电站验收时增加一个验收项目，即项目资料是否录入光伏云网2.0。

2.4 落实光伏扶贫补贴政策优化收益分配制度

供电公司应及时上报光伏扶贫补贴申请，收到拨付的补助资金后，根据国家、省、市光伏发电补贴政策，按结算周期（两个月）向实施项目的贫困户支付自发自用和余电上网电量的标杆电价电费和政策补贴资金［12］。贫困户可在当地金融部门办理结算卡，一户一卡，两个月一结算。

光伏扶贫的收益分配对象是建档立卡的贫困村和贫困户，贫困村村级光伏电站可按照建设资金来源、投资占比等建立完善贫困村村级光伏电站收益分配管理办法，发电收益形成的村集体经济收入应当通过开展公益岗位扶贫、小型公益事业扶贫、小微奖补扶贫等方式，优先用于支持建档立卡贫困人口就地就近就业增收，使有劳动能力或半（弱）劳动能力的贫困人口通过力所能及的劳动获得劳务收入。激发贫困群众内生动力，实现村级光伏电站二次利益分配，保证贫困户能及时享受真真的实惠。