中國儲能網(wǎng)訊：2024年《政府工作報告》提出，推動分布式能源開發(fā)利用。這是“分布式能源”首次被寫入《政府工作報告》。從地方層面來看，“分布式能源”也被多地列入2024年政府工作重點。其中，廣東省政府工作報告提出“構建新型能源體系，科學合理布局調(diào)峰、熱電聯(lián)產(chǎn)和分布式氣電項目”；貴州省政府工作報告把“在鄉(xiāng)村合理布局建設分散式風電和分布式光伏項目”列為2024年重點抓好的工作之一。
分布式光伏基本情況
受政策影響，分布式光伏發(fā)電近年來進入產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展期。2021年，中國分布式光伏新增裝機首次超過集中式光伏，達到2928萬千瓦，約占全部光伏新增裝機的55%。2022年，分布式光伏新增裝機5111萬千瓦，占當年光伏新增裝機58%以上。截至2024年3月底，光伏累計并網(wǎng)容量6.6億千瓦，其中分布式光伏2.8億千瓦，占光伏并網(wǎng)總容量的42%。
《國家發(fā)展改革委關于完善光伏發(fā)電上網(wǎng)電價機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2019〕761號）將分布式光伏進一步分為工商業(yè)和戶用分布式光伏，給予不同的補貼標準。戶用分布式光伏是指自然人分布式光伏，工商業(yè)指除戶用分布式光伏以外的項目。
按照《國家發(fā)展改革委關于完善陸上風電光伏發(fā)電上網(wǎng)標桿電價政策的通知》（發(fā)改價格〔2015〕3044號）規(guī)定，利用建筑物屋頂及附屬場所建設的分布式光伏發(fā)電項目在項目備案時可自主選擇“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”或“全額上網(wǎng)”模式?！白园l(fā)自用、余電上網(wǎng)”是指光伏設備發(fā)電的電量，部分電量自用，剩余電量并網(wǎng)；“全額上網(wǎng)”是指光伏設備發(fā)電的電量全部并網(wǎng)。同時，規(guī)定已按“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式執(zhí)行的項目，在用電負荷顯著減少（含消失）或供用電關系無法履行的情況下，允許向當?shù)啬茉粗鞴懿块T申請變更備案為“全額上網(wǎng)”模式，但不得再變更回“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式。
就工商業(yè)分布式光伏來說，“全額上網(wǎng)”模式下，全部上網(wǎng)電量執(zhí)行并網(wǎng)時間對應集中式光伏電站標桿上網(wǎng)電價，燃煤基準價部分由屬地供電單位結算，燃煤基準價與標桿價之間的價差由國家財政補貼。采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式，余電上網(wǎng)部分由屬地供電單位按燃煤基準價收購，并按項目并網(wǎng)時間對應的補貼標準，補貼全部發(fā)電量，補貼資金由財政支付。
就戶用分布式光伏來說，兩種模式下，上網(wǎng)電量部分都由屬地供電局按燃煤基準價收購，并對納入財政補貼規(guī)模的項目全發(fā)電量進行補貼。
分布式光伏的標桿上網(wǎng)電價和補貼標準，是以分布式光伏并網(wǎng)時間為基準的，按當期國家文件明確的標準確定。近年來，國家密集發(fā)布新能源政策文件，不斷降低分布式光伏補貼標準，推動平價上網(wǎng)。2021年，《國家發(fā)展改革委關于2021年新能源上網(wǎng)電價政策有關事項的通知》（發(fā)改價格〔2021〕833號）明確，自2021年起對新備案工商業(yè)分布式光伏項目，中央財政不再補貼，實行平價上網(wǎng)；新建項目上網(wǎng)電價，按當?shù)厝济喊l(fā)電基準價執(zhí)行，并可自愿參與市場化交易形成上網(wǎng)電價。同時，將戶用分布式光伏的補貼標準進一步下調(diào)至0.03元/千瓦時。
在國家現(xiàn)行政策下，新增的分布式光伏兩種并網(wǎng)模式均不再有補貼，上網(wǎng)電價執(zhí)行燃煤標桿基準價。未來，預計國家將參照2021年燃煤上網(wǎng)電價市場化改革模式，逐步推動分布式光伏進入市場疏導發(fā)電成本。
兩種分布式光伏并網(wǎng)模式收益對比
分布式光伏按備案時選擇的并網(wǎng)模式執(zhí)行對應的電價政策，因此兩種并網(wǎng)模式下，發(fā)電、電網(wǎng)、用電企業(yè)盈利模式不盡相同?？傮w來說，新增的“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”并網(wǎng)的項目收益大于“全額上網(wǎng)”項目，各方收益對比如下：
工商業(yè)分布式光伏收益對比
1.收益對比：“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式，收益由自發(fā)自用部分節(jié)約的電費、余電上網(wǎng)部分燃煤標桿價售電收入、全發(fā)電量補貼三部分構成；“全額上網(wǎng)”模式，收益由燃煤標桿價售電收入、燃煤基準價與標桿價價差構成。兩種模式收入構成如下圖所示:
從上圖看出，兩種并網(wǎng)模式收益有部分差異：一是補貼標準的差異；二是自發(fā)自用節(jié)約的購電價（若電量不自發(fā)自用，則須向電網(wǎng)購電）和上網(wǎng)電價的差異。
2.存量項目收益分析。以一般工商業(yè)平均用電價格0.45元/千瓦時為基準進行測算，假設某個分布式光伏項目發(fā)電量為100千瓦時，業(yè)主用電量為40千瓦時，全額上網(wǎng)和自發(fā)自用、余量上網(wǎng)對應政策測算收益對比如下：
從以上測算可以看出，除2016年并網(wǎng)的項目全額上網(wǎng)模式收益大于余電上網(wǎng)模式外，后續(xù)年份并網(wǎng)項目均是余電上網(wǎng)模式收益較大。
3.增量項目收益分析。新增項目已全面取消補貼，收益差異取決于自發(fā)自用電量節(jié)約的購電價與上網(wǎng)售電價（燃煤基準價）的價差。
從目前電價水平看，自發(fā)自用電量節(jié)約的購電價（假設一般工商業(yè)用電價0.46568元/千瓦時），比上網(wǎng)電價0.3358元/千瓦時高0.13元/千瓦時，且自用比例越高的工商業(yè)光伏電站收益率越高，若市場化交易上網(wǎng)電價持續(xù)上漲，則余電模式節(jié)約的購電價越多，且“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”模式不受限電政策影響，后期根據(jù)價格機制還能變更為“全額上網(wǎng)”模式，并網(wǎng)模式選擇更加靈活，預計新增項目大都選擇“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式并網(wǎng)。
戶用分布式光伏收益對比
“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式，收益由自發(fā)自用部分節(jié)約的電費、余電上網(wǎng)部分燃煤標桿價售電收入、全發(fā)電量補貼三部分構成；“全額上網(wǎng)”模式，收益由燃煤標桿價售電收入、全發(fā)電量補貼構成。兩種模式收入構成如下圖所示：
由于兩種模式補貼標準相同，收益影響區(qū)別在于自發(fā)自用節(jié)約的電費和上網(wǎng)電價的高低。若戶用業(yè)主執(zhí)行居民年度階梯第一檔電價0.45元/千瓦時或農(nóng)業(yè)電價0.42元/千瓦時，仍然高于上網(wǎng)電價0.3358元/千瓦時，因此“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”模式的戶用分布式光伏項目收益仍然大于等于“全額上網(wǎng)”模式。
分布式光伏發(fā)展模式的建議
一是科學準確明確定義。
“集中式”“分布式”定義尚不明確，建議盡快根據(jù)并網(wǎng)電壓等級、接網(wǎng)容量等限制條件明確“集中式”“分布式”定義，以及選擇“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”價格機制的門檻條件。具體包括：
明確各類分布式光伏定義，分別執(zhí)行不同電價機制。分布式光伏發(fā)電是指在電力用戶所在場地或附近建設、接入配電網(wǎng)、原則上以配電網(wǎng)系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)為特征的光伏發(fā)電設施?？蓪⒎植际焦夥l(fā)電分為自然人（戶用）、農(nóng)村屋頂、普通工商業(yè)和大型工商業(yè)四種類型，按裝機容量、投資屬性、接網(wǎng)電壓等級等條件劃分，明確相關定義。
明確并網(wǎng)模式?？蓪⒎植际焦夥暇W(wǎng)模式分為“全額上網(wǎng)”“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”“全部自發(fā)自用”三種。涉及“自發(fā)自用”的，用電方、發(fā)電項目應位于統(tǒng)一所有權人的同一片土地范圍內(nèi)。其中，自然人（戶用）、農(nóng)村屋頂和普通工商業(yè)可以靈活選擇“全額上網(wǎng)”“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”“全部自發(fā)自用”上網(wǎng)模式，大型工商業(yè)分布式光伏只能選擇“全部自發(fā)自用”。
明確備案管理要求。分布式光伏發(fā)電項目按照“誰投資、誰備案、誰負責”的原則確定備案主體，備案信息應至少包括項目名稱、投資主體有關信息、上網(wǎng)模式、項目建設地點、建設規(guī)模及內(nèi)容（含容量）等。農(nóng)村屋頂、普通工商業(yè)、大型工商業(yè)分布式光伏由投資主體自行備案，非自然人投資開發(fā)建設的分布式光伏發(fā)電項目不得借用自然人名義備案。在同一土地產(chǎn)權紅線內(nèi)以“全額上網(wǎng)”模式開發(fā)建設的普通工商業(yè)分布式光伏，不得拆分備案。
二是推動建立合理的新能源市場機制。
價格是引導資源優(yōu)化配置的“牛鼻子”，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革，加快構建起充分反映新能源電能量、綠色價值的市場化價格形成機制，有效平衡好新能源、支撐調(diào)節(jié)資源、電力用戶之間的利益關系，更好支撐電力系統(tǒng)安全、綠色、經(jīng)濟運行，對促進新能源行業(yè)高質量發(fā)展、推動新型電力系統(tǒng)構建、實現(xiàn)能源綠色低碳轉型具有重要意義。
完善新能源市場化價格形成機制。加快推進現(xiàn)貨市場建設，推動新能源直接參與現(xiàn)貨市場，并優(yōu)化現(xiàn)貨市場限價范圍，合理確定現(xiàn)貨市場價格上限和下限。完善中長期交易分時電量電價形成機制，合理放開新能源中長期合同簽約比例要求，完善新能源中長期合同差價結算機制，規(guī)范綠電交易價格形成機制，健全輔助服務市場價格機制。
建立綠色能源消費義務電價制度。確定全國綠色能源消費義務比例，建立綠色能源消費義務完成情況核查機制，建立全國統(tǒng)一綠證市場化價格形成機制，主要體現(xiàn)在將綠證作為完成義務的唯一憑證，通過政府授權合約等工具，建立綠色能源消費義務加價機制。
