行业动态
分布式光伏发电，因为具有贴近用电负荷、建设周期短、与其他产业复合开发度高等独特优势，成为我国发展最快的发电形式，对我国电源结构调整和电力运行产生了重要影响。
2023年前9个月的分布式光伏新增装机已经是2022年全年新增装机的1.35倍。这是近年来我国分布式光伏发展的一个真实缩影。下图给出了2013~2023年（截至2023年9月底），我国光伏发电装机占比、年新增装机中分布式光伏占比和分布式光伏在光伏发电装机占比的变化情况。由下图可见，2013年以来，光伏发电装机占比持续增长，2023年9月底占比达到19%，仅次于煤电装机，成为我国第二大装机电源。在此过程中，分布式光伏发电从2016年开始进入发展“快车道”，其在全国年新增装机中的占比从2016年的3%增长到2023年前9个月的30%，成为我国近年增长最快的电源类型。同期，分布式光伏装机在光伏发电装机占比从13%增长到43%，在全国发电装机占比从不足1%到超过8%。可以说，分布式光伏发电是我国近阶段发展最快的电源形式，是我国发电装机结构绿色低碳化的最主要的推动力之一。
分布式光伏近年来快速发展的驱动因素主要包括：
一是成本驱动。光伏发电技术迭代快，促进了成本快速降低，有力推动了光伏发电发展。根据国际可再生能源署（IRENA）发布的《2021年可再生能源发电成本报告》，中国光伏LCOE由2010年的0.305美元/千瓦时下降到2021年的0.034美元/千瓦时，降幅达88.85%。低成本，增加了光伏发电的盈利场景。
二是产业驱动。我国光伏发电新增装机已连续11年全球第一，累计装机连续9年全球第一。2022年，我国供应了全球86%的多晶硅、98%的硅片、91%的电池片、84%的组件。我国有多家光伏产业链企业位居全球前十。完整强大的光伏产业链已成为我国能源绿色转型的有力保障。
三是政策驱动。在开发建设上，我国更加重视分布式光伏对城镇、乡村发展的推动作用，包括整县屋顶光伏开发和千家万户沐光行动。在价格补贴上，我国分布式光伏长期享受补贴，2021年开始，新建工商业分布式光伏进入平价时代，户用分布式光伏还有补贴支持。在消纳方面，风电、光伏发电实行保障性收购（保障利用小时数以内电量）与市场化消纳（保障利用小时数之外电量）共存的交易机制。上述政策对分布式光伏发展起到了促进作用。
四是改革驱动。自2015年新一轮电改启动以来，配用电侧改革成为创新活力最旺盛的领域，综合能源服务、售电等新业务不断出现，帮助很多园区、工矿企业、居民、企事业单位等充分认识到建设分布式光伏项目的价值，有力促进了分布式光伏进入用户“围墙内、屋顶上”。
除了上述主要驱动因素外，单个项目体量小和投资量少、各种融资创新（包括融资租赁、供应链金融等）、监管宽松和地方政府支持等因素也极大推动了分布式光伏发展。
分布式光伏近些年快速发展也暴露出装机过于集中于少数省份的问题。表1、表2分别给出了截至2023年9月底，我国分布式光伏累计装机、用户分布式光伏累计装机前5的省份及装机情况。
由表1可见，分布式光伏累计装机前5的省份装机规模均超过2000万千瓦，前3、前4和前5省份在全国分布式光伏装机占比分别达到40%、51%和61%。
除了高集中度外，这两类省份排名都包含山东、河南、河北和江苏，分布式光伏装机在这些省份发电装机占比均超10%，甚至接近20%，对各自省份的电源结构、负荷特性、调度运行影响愈发重要。2023年，我国分布式光伏装机仍然保持快速发展势头，规模再上新台阶的同时，其对电力系统，特别是配电系统的运行控制、规划设计的影响日益加深。这也促使这些分布式光伏高占比省份，乃至其他省份开始重新思考分布式光伏发电的发展模式、发展路径。
2023年下半年开始，我国相关部委印发多项政策，着力调整配电网与分布式光伏发电项目的关系，规范分布式光伏项目开发建设，推动分布式发电上网电量进入市场交易等。
首先，分布式光伏发电与配电网之间的关系正在发生深刻变化，配电网对分布式光伏发电的承载能力受到考验。分布式光伏对电力系统的影响主要集中在中低压配电网，这是电网最薄弱的部分。我国中低压配电网发展相对于主网或输电网在数据采集、监测、控制水平方面还有较大差距，而分布式光伏更是多安装在配电网更薄弱的农村、乡镇、县域或园区，形成有源配电网，使得传统负荷预测方法失效风险加大。同时，分布式光伏项目接入中低压配电网受到变压器容量、现有线路情况等因素影响，接入电网需求增大，势必要考虑中低压配电网的承载能力。很多地方分布式光伏接入的剩余空间已非常有限。同时，对于分布式光伏装机占比较高的地区，电网调度运行日益感受到当地“净负荷”预测难度，对其可观可测，甚至可控需求不断增长，甚至要求分布式光伏项目必须配备一定比例的储能。
其次，分布式光伏发电开发建设相关政策日益规范，对项目用地、屋顶、水面等审批要求日益严格。2016年3月， 国家林业局印发《关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知》；2023年3月，自然资源部办公厅、国家林业草原局办公室和国家能源局综合司联合印发《关于支持光伏发电产业发展规范用地管理有关工作的通知》；2023年11月，自然资源部印发《乡村振兴用地政策指南（2023年）》。上述文件对光伏方阵用地和配套设施用地实施分类管理，规定光伏方阵用地不得占用耕地、不得改变地表形态等。2023年12月，农业农村部渔业渔政管理局起草了《关于规范渔业水域中布设光伏发电项目有关事项的通知(征求意见稿)》，提出在养殖池塘布设光伏设施的，光伏设施应布设在塘基、池埂、绿地和尾水处理池等不影响生产的区域，不应占用养殖水面等。
第三，午时低谷分时电价政策限制了分布式光伏发电的电量价格及项目收益。光伏发电是“永远的朝（cháo）阳产业”，只能“日出而作，日落而息”。这种定时定点的出力特性对其价值创造能力会有重大影响。分布式光伏自发自用电量的价值更多体现为对自发自用时段“市电”的替代上，后者电价越高，分布式光伏发电的替代价值也越高。近期，很多省份调整了分时电价政策，将光伏发电发展作为一个重要因素，重新设置了峰平谷时段和比价系数，特别是，一些省份谷段设定与光伏高出力中午时段重合。例如，蒙东电网谷段为11:00~16:00，在大风季、小风季的谷段电价分别比平段电价低52%、56%。此类分时电价的调整对分布式光伏项目售电价格影响较大，原有的项目投资财务模型已不成立。
第四，分布式光伏发电将会逐渐参与市场交易。自2017年以来，国家发展改革委、国家能源局先后印发多个文件，推动分布式光伏发电市场化交易，即“隔墙售电”，但从效果看，并不理想，其中缘由较为复杂。2023年10月，国家发改委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案；分布式新能源装机占比较高的地区，加快推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。可以预见，未来分布式光伏电站上网电量进入现货市场将呈现加快趋势。新能源发电低边际成本、高系统成本的经济特性，势必将对现货市场电能量价格、市场平衡成本、市场调节成本等产生深刻影响。分布式光伏参与现货市场交易的前提是必须实现电网调控系统对分布式光伏项目的可观可测可控，因此，需要对我国的分布式光伏发电并网相关技术标准进行完善和修订。
综上，分布式光伏发电项目面临的形势可以总结为：源网关系调整，政策红利退坡，监管日渐规范，现有模式不可持续。在新发展形势下，促进分布式光伏尽快走上一条可持续高质量发展之路，对我国能源绿色低碳转型、建设新型电力系统影响重大。
国际能源电力发展历程表明，集中式与分布式能源并举发展，是大势所趋。两类能源发展模式所要承担的功能任务、价值形式、资产属性、市场体系和产业组织等不同，具有不同的发展逻辑。
长期以来，我国电力行业都是按照电力集中发展模式开展规划、布局和运行的，形成了与之相适应的发展战略、基础设施、调控体系、组织体系和市场体系等，有力保障了我国经济社会高速发展的用能用电需求。近些年，用能用电成本问题日益受到用户的重视。在光伏发电技术成本快速降低、金融机构、光伏产业链等因素的放大作用带动下，分布式光伏发电项目给广大用户带来了实实在在的经济效益，进一步加快了分布式发电装机增长。从经济学角度看，集中式发展模式与分布式发展模式在供应链、投资模式、成本构成、价值与资产形式、市场环境、发展目标等多维度存在巨大差异，两者之间既有“替代”关系，也有“互补”关系。
电力集中式发展模式与分布式发展模式存在着不同的发展逻辑。在一定的规模界限和地理范围内，电力集中式发展模式对分布式光伏具有一定的承载能力。此外，分布式光伏项目几乎都处于配电网的中低压侧，属于电网和电力系统的末端。相对于我国高度发达的输变电系统而言，分布式光伏所处的配电系统部分长期存在着发展相对滞后、产权划分不清、管理效果较差等问题，特别是相关数据采集、通信能力不理想等，在一定程度上制约了配电网对分布式光伏的承载和消纳能力。
近些年，分布式光伏发展的“快”与配电网发展的“慢”形成鲜明对比。随着分布式光伏装机规模的快速增长，一些地方电力集中式发展模式与分布式光伏发展需求之间的关系变得不相匹配，在一定程度上引发了更深层次的矛盾与利益冲突，例如电网企业供电量降低、配电网改造扩容投资与成本回收难度加大、用电负荷预测难度加大、系统的调节与平衡难度加大等。当前，分布式光伏发展已经到了一个转型窗口期，需要在深化对电力分布式发展模式、分布式光伏认识基础上，结合我国电力系统现状，走出一条全新的发展之路。
首先，分布式光伏的生命力在于坚持“以用户为中心”。分布式光伏发电的出力特性非常“固定”，缺少灵活性和可调节性，更多处于“价值接受者”的地位。在很多情况下，光伏发电的价值依赖于其出力特性与负荷特性的同时率、匹配度。因此，可采用储能等措施实现电能时空移动，改善分布式光伏发电的价值。未来增加分布式光伏装机，除了要考虑资源条件外，还需要考虑用电负荷条件，特别需要考虑如何通过价格机制、技术手段、商业模式等提高分布式光伏与负荷之间的同时率和匹配度。
其次，分布式光伏的主战场在县域、农村和园区的绿色用能转型。分布式光伏发电容量与其附着面积（常用的附着资源主要包括屋顶、土地、湖塘等）成正比，因此，是否能够提供一定附着面积就成为开发建设分布式光伏的前提。一方面，我国广大的县城与农村地区可以提供较为丰富的附着资源，且具有一定的电力消纳能力。另一方面，分布式光伏发电的电压等级较低，不适合远距离送电，更适合就近消纳，因此，具有一定附着资源和用电需求的工业园区、产业园区更为适合建设分布式光伏。
第三，分布式光伏的最大价值在于“自发自用”，在于产业融合发展。光伏发电的固定时段出力特性，多处于电力系统的“双高峰”负荷特性低谷时段，供需关系较为宽松，一旦进入市场，需要接受较低报价，还得要承担一定的交易风险、系统调节平衡成本等。从山东、山西等现货市场的运行情况看，新能源大发期的电价多处于“地板价”，也印证了这点。因此，分布式光伏发电不适合作为以卖电为主业的普通电源，应该更多实现电能的“自发自用”，由“产消者”自己消纳。“自发自用”的一个重要含义，就是要将分布式光伏的应用场景更多更深地融入到其服务的产业价值链当中，使得分布式光伏发电所承载的电能供应链与经济价值链深度融合，让每一度电产生更多的经济价值。当前，广东等省份已经开始大力推进“渔光融合、农光融合、海光融合”发展。可以预见，未来将有更多省份重视基于分布式光伏“自发自用”的融合发展模式。
第四，发展分布式光伏的关键在于坚持“破”“放”“导”相结合，不断深化电力体制改革。分布式光伏是联系电源与负荷的桥梁，促进了用户由单纯消费者向“电力产消者”的转型，有助于用户优化用能方案，提高经济效益，因此，不能将分布式光伏作为普通的电源进行管理，需要做到“破”“放”“导”相结合。“破”就是要破除不正确的思想认识，包括分布式光伏只会给电力系统运行添乱、分布式光伏的技术标准应该比照常规电源等。“放”主要是指将保障系统平衡的责任向用户侧延伸，特别是要鼓励采取集聚、集群等专业化、市场化服务模式，充分利用好分布式光伏、用户侧灵活资源，建立“源荷协同为中心”的微网、分布式电力系统、虚拟电厂等，做好发电、负荷预测及平衡调节。做实地市级电力调度与营销系统，提高分布式光伏发电的可观可测可控水平。“导”就是根据分布式光伏项目性质和规模的不同，采用更加多样的成本疏导途径。对于服务工商业用户的项目，可采用电网企业、项目投资方联合出资建设接入线路，电网企业收取备用费模式；对于服务城乡居民用电的项目，建议由电网企业出资建设接入线路，投资经成本监审后由输配电价回收。
原创 尹明 转载至公众号电联新媒