中國儲能網(wǎng)訊：為推進實現(xiàn)碳達峰、碳中和，我國明確了“十四五”風光等新能源躍升發(fā)展、風光發(fā)電量倍增等目標以及集中式和分布式風光并舉的發(fā)展路徑，分布式光伏發(fā)展進入到新階段，市場規(guī)模迅速擴大。但部分地區(qū)在大規(guī)模、較高比例發(fā)展分布式光伏后已面臨進一步持續(xù)發(fā)展的挑戰(zhàn)，需審視發(fā)展路徑和方式，根據(jù)發(fā)展階段和特點，調整開發(fā)和商業(yè)模式，完善機制和政策措施。
分布式光伏是“十四五”前半期新增光伏主力
《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》明確我國分布式光伏發(fā)展著力在推進工業(yè)園區(qū)、經(jīng)濟開發(fā)區(qū)、公共建筑等屋頂光伏開發(fā)行動，推進光伏建筑一體化開發(fā)，實施千家萬戶沐光行動，積極推進整縣（區(qū)）屋頂分布式光伏，建設光伏新村。分布式光伏市場規(guī)模迅速增加，發(fā)展質量不斷提升，主要體現(xiàn)在以下幾個方面。
一是裝機規(guī)模擴大。截至2023年8月底，全國分布式光伏累計裝機超過2億千瓦，達到2.16億千瓦，在全部光伏發(fā)電裝機中占比43%，在全部電源裝機中占比8%。裝機增量方面，2021年、2022年、2023年上半年，全國分布式光伏新增裝機分別為2928、5111、4096萬千瓦，在同期全部光伏發(fā)電新增裝機中占比達到53%、58%、52%，分布式光伏成為“十四五”前半期新增光伏發(fā)電裝機主力。
二是發(fā)展質量提升。2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小時數(shù)分別為1029、1079、553，較“十三五”年均850小時呈現(xiàn)逐年顯著增加態(tài)勢，這是分布式光伏產(chǎn)品制造、開發(fā)建設水平、運行效率質量提升的綜合體現(xiàn)。2023年上半年，分布式光伏發(fā)電量超過1000億千瓦時，在全部光伏發(fā)電量中占比38%，在電力負荷區(qū)就地就近供電方面發(fā)揮了越來越大的作用。
三是經(jīng)濟和社會效益顯著。近一年來隨著光伏產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)供求關系改變，從硅料到光伏組件市場價格下降，分布式光伏在大部分地區(qū)可實現(xiàn)低價上網(wǎng)，部分工商業(yè)分布式光伏項目有一定的自發(fā)自用比例，經(jīng)濟效益更佳，戶用光伏無論是自建自營還是屋頂租賃模式，居民都可獲得相應收益。分布式光伏量大面廣的特點，使其應用惠及了數(shù)量眾多的中小項目開發(fā)和用電企業(yè)、建筑屋頂業(yè)主以及民眾尤其是農村居民。
四是發(fā)展?jié)摿Υ?。過去幾年我國分布式光伏市場地域集中，截至2022年底累計裝機排名前五省份的裝機均超過1500萬千瓦，占總量比例64%，排名前十的省份占總量比例達到85%。尤其是戶用光伏集中度更高，山東、河北、河南三個省份截至2022年底戶用光伏裝機達到4766萬千瓦，在全國占比65%。2023年上半年戶用光伏市場同比增長141%，分布呈現(xiàn)南移態(tài)勢，在山東和河北裝機規(guī)模下降，安徽、江蘇、江西、湖南、湖北等戶用光伏新增裝機顯著增加，顯示了全國范圍內分布式光伏未來還有很大的發(fā)展空間。
根據(jù)各地不同發(fā)展階段調整戶用光伏開發(fā)和商業(yè)模式
分布式光伏主要包括戶用光伏和工商業(yè)分布式光伏兩部分。2022年開始戶用光伏進入平價上網(wǎng)階段，在整縣試點等帶動下，戶用光伏應用推廣迅速?？紤]屋頂可利用性和產(chǎn)權，我國戶用光伏主要集中在農村地區(qū)，形成了業(yè)主投資（全款購買或銀行貸款）、融資租賃、合作共建（開發(fā)企業(yè)統(tǒng)一投資和集中開發(fā)，居民用戶獲得屋頂租金）等開發(fā)和商業(yè)模式，其中合作共建模式應用最為普遍，根據(jù)系統(tǒng)規(guī)模和不同地區(qū)租金水平，農戶通過屋頂租賃每年可獲得1500-3000元的穩(wěn)定收益。
并網(wǎng)消納是近期戶用光伏進一步發(fā)展面臨的越來越嚴峻的挑戰(zhàn)，尤其是在滲透率較高地區(qū)，一方面配電側可接入容量有限，特別是農村電網(wǎng)普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區(qū)域出現(xiàn)配變、線路、主變上送重過載問題，近一年來在冀魯豫的部分市縣，配電網(wǎng)臺區(qū)與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，暫停了380伏側的并網(wǎng)申請，待擴容后再開放，這也是2023年戶用光伏市場南移的主要原因。另一方面戶用光伏基本全部采用全額上網(wǎng)模式，在滲透率較高地區(qū)存在部分時段戶用光伏所發(fā)電量從380伏逐級升壓甚至向110千伏以上高電壓等級電網(wǎng)反送電情況，與就近就地消納初衷不符，從系統(tǒng)角度也降低了經(jīng)濟性。
針對上述問題，建議依據(jù)各地電力系統(tǒng)、新能源和戶用光伏發(fā)展階段和特點，與時俱進地完善戶用光伏政策，調整開發(fā)和商業(yè)模式。具體來說，一是地方政府做好戶用光伏開發(fā)和并網(wǎng)能力統(tǒng)籌，有序推進整縣屋頂光伏開發(fā)，啟動實施沐光行動，同時進一步加強戶用光伏的規(guī)范開發(fā)和質量監(jiān)管。二是推動解決電網(wǎng)承載力問題，電網(wǎng)公司應根據(jù)戶用光伏接入等有源配電網(wǎng)需要，加大配電網(wǎng)改造工作，提高戶用光伏在低壓側的接入能力，如我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而國際上德國等發(fā)達國家和國內浙江等省份這一數(shù)據(jù)在6-8千瓦，通過改造和擴容可以有一倍左右的增長空間。三是在戶用光伏達到一定比例地區(qū)，推廣集中匯流開發(fā)模式，從系統(tǒng)經(jīng)濟角度配電網(wǎng)不應無限擴容，而是應科學計算優(yōu)化配比，目前我國農村地區(qū)戶用光伏單個系統(tǒng)容量大多在20-30千瓦，即使將戶均配網(wǎng)容量提升到6千瓦，再考慮80%的容量上限，也僅能滿足16-24%的用戶直接接入低壓側的需求，對于達到和接近這一比例的地區(qū)，必須創(chuàng)新模式，如山東對于合作共建開發(fā)戶用光伏項目，要求采用集中匯流的并網(wǎng)模式，達到臺區(qū)和線路增容，與工商業(yè)分布式電站類似，集中匯流后的光伏系統(tǒng)可配儲、可控、可調和參與市場。四是鼓勵戶用光伏電量就地消納，我國居民電價享受交叉補貼、整體水平低的情況在一定時期內持續(xù)，但對于已達到階梯電價三檔或實施峰谷電價的居民用戶，應鼓勵居民全額自投或貸款自投，提供綠色信貸，并調整接入和運行模式，鼓勵配置戶用光伏儲能或共享儲能設施，提升自用比例。此外，結合農村能源革命試點、電動汽車下鄉(xiāng)等，在更多地區(qū)和場景下實現(xiàn)戶用光伏自發(fā)自用、余電上網(wǎng)，促進農村居民增收和鄉(xiāng)村振興發(fā)展。
通過市場和交易機制實現(xiàn)工商業(yè)光伏電量就地就近消納
工商業(yè)分布式光伏在各類光伏發(fā)電項目中普遍收益高，按照近期組件價格1.2元/瓦、不含儲能的靜態(tài)初始投資3.4元/瓦、年等效利用小時數(shù)1100簡單測算，綜合電價達到0.32元/千瓦時項目即可達到合理收益率。在有一定自發(fā)自用比例電量的情況下，企業(yè)自投項目分布式光伏經(jīng)濟性更好，采用合同能源管理商業(yè)模式可實現(xiàn)開發(fā)企業(yè)、用電企業(yè)、建筑業(yè)主多方共贏。從2023年上半年看，江蘇、浙江、山東、安徽、廣東這5個用電負荷高、終端電價也相對高的省份新增工商業(yè)分布式光伏裝機量大，占全國總量比例達到62%。但工商業(yè)分布式光伏下一步發(fā)展也存在著合適的屋頂和場地資源有限、部分地區(qū)接網(wǎng)容量不足、電力市場帶來收益不確定等問題。
工商業(yè)分布式光伏的特點和優(yōu)勢之一是就近就地消納，其發(fā)展模式和政策完善需要始終秉承這一核心。針對可利用屋頂和場地資源問題，建議一是繼續(xù)落實整縣試點，并通過試點帶動，使黨政機關、醫(yī)院、學校、村委會等終端電價相對于工商業(yè)終端電價較低的公共建筑屋頂?shù)靡猿浞掷?；二是推進光伏建筑一體化利用，在新建建筑、老舊建筑改造上采用光伏建筑材料，探索居住建筑屋頂與光伏同步設計、施工、投運的開發(fā)模式，雖然一體化應用的系統(tǒng)成本較普通分布式光伏要高，但在目前光伏產(chǎn)品價格處于低位情況下，一體化應用項目也已具備平價上網(wǎng)條件，國家和地方應通過綠色信貸傾斜政策、完善標準規(guī)范等予以支持。
針對工商業(yè)分布式接網(wǎng)容量不足問題，建議重點研究加強有源主動配電網(wǎng)的規(guī)劃建設，加大電網(wǎng)建設改造力度，提高分布式光伏接入能力，探索分布式儲能、云儲能等新型技術和開發(fā)模式等。
分布式光伏參與電力市場是方向，開發(fā)和運營企業(yè)必須適應這一形勢發(fā)展帶來的收益波動。建議各地方取消分布式光伏配置儲能的要求，鼓勵利用好峰谷電價政策和輔助服務、容量市場等，將配置電化學儲能的意愿和決定權交由開發(fā)企業(yè)，以增加自發(fā)自用比例或在配電網(wǎng)側消納比例為目標，相應地優(yōu)化運營模式，調整調度模式；同時，推進分布式光伏的市場化交易，建議按照扣除輸電網(wǎng)電價和成本，采用簡化方式確定統(tǒng)一的分布式光伏市場化交易的過網(wǎng)費，探索通過虛擬電廠等聚合方式使分布式光伏等直接進入電力批發(fā)市場，在配電網(wǎng)側建立交易平臺，促進分布式光伏等電源集成商與配電網(wǎng)其他主體開展就近交易。
本文系《中國電力企業(yè)管理》獨家稿件，作者供職于國家發(fā)展改革委能源研究所。
