過量的分布式光伏正在攪動電網“一湖春水”。

  2023年6月，國家能源局下發《關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》，要求山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建6個試點省份會同電網企業按照要求，按期完成分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估。近期，各省公布評估結果顯示，超過150個地區分布式光伏已無新增接入空間，即所謂暫停報裝的“紅區”。令人意外的是，即便如黑龍江分布式光伏裝機僅149萬千瓦（截至2023年前三季度）的省份，也給出了81地剩余容量為0的評估結果，電網消納壓力可見一斑。

  “紅區”頻現，為分布式光伏的發展敲響警鐘。過去，分布式發電在能源電力系統中扮演“小而美”的角色，是大電網的有益補充，因其體量小，并不會在電網中“攪風弄雨”。如今，分布式光伏一路狂飆，自2021年開始，新增裝機超過集中式，2023年分布式光伏新增裝機9629萬千瓦，同比增長高達88%，總裝機達253.91吉瓦，在局部電網中已成為“大裝機、小出力”的存在，電網運行面臨潮流、電壓、頻率的安全挑戰。

  分布式光伏的持續升溫是近年來我國光伏行業迅猛發展的一個縮影。2023年12月中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎曾在《中國電力企業管理》撰文指出，超預期的高速發展意味著光伏發電“成人禮”提前到來。隨著分布式光伏裝機超過電網承載能力，接網成本明顯上升；當白天電力過剩成為常態，各地分時電價紛紛將光伏大發時段調至谷段乃至深谷。并網與消納難題接踵而至，分布式光伏亟需告別野蠻生長。

  國網能源研究院新能源與統計分析所所長李瓊慧認為，2023年的裝機激增是近年來鼓勵分布式光伏規模化發展政策支持和光伏發電成本大幅下降共同作用的結果，有其必然性，但當前存在的種種問題，也標志著產業政策到了需要調整的時機。

  消納危機：“全額上網收益遠大于自發自用，用戶幾乎沒有自消納動力”

  2023年12月2日，國網河南省新安縣供電公司給用戶發送信息通知稱，近期全省新能源消納供需失衡，存在發電量大于用電量的情況，現安排低壓分布式光伏用戶參與調峰。據媒體報道，當日該縣9時到13時之間，所有光伏電站處于停發狀態。不僅僅是新安縣，河南其他一些地方也實施了類似的發電限制，只是具體限電時間段存在差異。

  河南電網的消納壓力只是分布式光伏局部過熱的冰山一角。河南是與山東、河北“三足鼎立”的分布式光伏裝機大省，由于人口密集、用能量大、日照資源好、屋頂資源豐富，冀魯豫三省成為三類資源區中收益最好的三個省份，資本蜂擁而至。截至2022年底，河北南網、河南、安徽、山東等地分布式光伏出力占負荷比例的最大值已超過40%；從發電滲透率來看，“三華”地區各省分布式光伏發電出力占用電負荷的最大比重均超過10%。其中河北南網分布式光伏發電滲透率最大達到48.5%，山東、河南、安徽、浙江均超過15%。

  資本的扎堆涌入和項目的集中開發，很快讓一些地方電網“帶不動”。由于缺乏接入容量規范要求，低壓分布式光伏違規建設運行問題頻發。記者了解到，目前多數地區未對臺區分布式光伏接入容量作出具體要求，而是采用先接入后改造的方式，導致局部地區出現嚴重的倒送和電壓越限等一系列問題。

  “光伏發電作為清潔能源迎來高速發展，這個過程中帶來了兩個矛盾，一個是時間矛盾，一個是空間矛盾。在時間上，光伏只能在晴好天氣白天特別是午間時段出力；在空間上，分布式光伏尤其是戶用光伏多在用電量小、電網承載力較弱的農村地區建設，農村地區具有較好的屋頂資源和附屬場地建設條件，但消納條件不好，反之消納條件好，負荷大的城區建設光伏的空間有限。解決兩個矛盾，讓光伏成為友好電源是當下的主要任務。”河南省產業發展研究會副會長、新能源專業委員會秘書長姚峰說。

  分布式光伏分為工商業和戶用兩類。相對于工商業分布式，戶用光伏對于電網，尤其是低壓區造成了更大的沖擊。

  2021年，“整縣光伏”的推進成為戶用光伏迅速發展的驅動力。2021年6月能源局出臺《整縣屋頂分布式光伏開發試點方案的通知》，9月公布整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發試點名單；2023年底前，試點地區各類屋頂安裝光伏發電的比例均達到《通知》要求的，列為整縣（市、區）屋頂分布式光伏開發示范縣。戶用光伏得以爆發增長。相對于工商業光伏，戶用光伏享受的補貼額度、與電網的結算優先等級普遍更高，投資開發高熱不減。

  “在河南，約37吉瓦的光伏電站中，分布式光伏占比約82%，而戶用光伏在分布式光伏中的占比近75%。雖然戶用光伏在廣大農村地區屋頂的占比僅有5%，但受限于地區消納原因已經難以繼續快速發展。此外，河南省不同于其他省份，作為農業大省、中國糧倉，河南對集中式光伏用地要求十分嚴格，發展分布式光伏是河南省未來實現‘雙碳’目標的重要途徑之一，我們對解決發展戶用光伏矛盾的心情更為迫切。”姚峰表示。

  數據顯示，我國農村戶均配變容量約3千伏安，戶均用電負荷不足2千瓦，而低壓戶均光伏裝機容量則高達20千瓦。對于戶用光伏而言，就地消納，難上加難。

  李瓊慧對記者總結了我國分布式光伏的顯著特點：午間出力大、負荷占比高；低壓占比高、分散接入多；全額上網多、自發自用少；源荷匹配差、反送臺區多；分布不均衡、局部密度高。以上特點，在戶用光伏身上體現得更加明顯。

  “在我國，戶用分布式光伏的消納方式和國外有著明顯的不同。一方面，國外的家庭用戶一般享有凈電量計量政策，另一方面，國外居民電價高，自發自用可降低用電成本，而我國居民電價相對較低，也沒有專門鼓勵居民自用的政策，絕大多數戶用光伏全額上網的收益遠大于自發自用，使得用戶幾乎沒有自消納的動力，進一步加大了電網的壓力。”李瓊慧表示。截至2023年9月底，我國分布式光伏全額上網戶數和容量分別占分布式光伏總戶數、總容量的85%和61%。全額上網總戶數比總容量的占比高出不少，意味著很多小而散的戶用光伏更多選擇全額上網。

  在光伏驚人的發展速度推動下，白天電力過剩風險不斷加大。從甘肅、山西、山東、蒙西、廣東5地區的分時電價曲線來看，正午光伏大發時段形成了典型的價格低谷。在其他現貨市場試運行地區也同樣形成了“澡盆”“鴨子”“大鵝”等形狀的分時電價曲線。在山東，光伏裝機超過5600萬千瓦，其中分布式光伏裝機超過4000萬千瓦。2023年山東凈負荷呈現典型的“鴨子曲線”，中午光伏大發時凈負荷大幅減少，日落時急劇增加。

  2022年底，多地調整分時電價，青海、寧夏、甘肅、山東等地在中午光伏出力高峰期執行谷段電價；2023年年末的分時電價調整中，日間谷段拉長，江蘇、內蒙古、新疆等地探索深谷電價，其時段多為夏季午間光伏出力高峰期，最長深谷時段長達4小時，浙江午間2小時全年處于谷段。

  “對于光伏而言，分時電價調整是一個用利潤換空間的好政策。”山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌說，“調整后的分時電價對單個項目的收益是有影響的，但是從整體上對于促進消納是有益的。當大量負荷跟隨價格的引導轉至白天，變相地增加了開發容量，有利于分布式光伏的持續發展。”

  張曉斌告訴記者，2023年，在不考慮配儲和深度電網改造的因素下，山東僅通過對工商業分布式光伏執行動態分時電價的方式就釋放出350萬千瓦的消納空間，為光伏后續的裝機增長創造了空間。

  但在河南，激增的戶用光伏令政策措手不及。2023年，河南在午間光伏大發的10:00-14：00仍執行峰時電價。“2023年前三季度河南分布式光伏新增裝機就高達1058萬千瓦，這使得2022年末制定的分時電價已經無法適應光伏高速發展的變化，同時大量用戶側儲能根據價格信號開展峰谷套利，使得午間消納局面雪上加霜。”姚峰表示，“目前，河南省已發布新的分時電價征求意見稿，重新調整峰谷時段、鼓勵白天用電的需求迫在眉睫。”

  路徑反思：“讓分布式光伏回歸就近消納的本質特征”

  分布式光伏深陷消納危機，配置儲能被提上日程。近日，河南、江蘇、浙江、山東、河北、湖南等多地出臺分布式光伏項目配儲具體要求，配儲比例在裝機容量的8%-30%之間。其中，河南要求根據不同變電站的承載力評估結果，黃色區域需要配儲15%×2小時，紅色區域需要配儲20%×2小時。山東棗莊、德州兩地分布式光伏項目儲能配置比例不少于15%。

  “對于戶用分布式光伏進一步發展而言，配儲可以解決光伏發電時間矛盾，但需要做到科學合理，讓儲能發揮好調節作用，同時也要做好經濟模型，畢竟電化學儲能的壽命遠低于光伏電站。”姚峰表示。

  此前，集中式新能源強配儲能但配而不用的現象引起了業內的諸多反思。分布式光伏配置儲能是否會重蹈這一覆轍？

  “這是極有可能的，”張曉斌表示，“配置儲能，可以充電，但無法放電，這種現象十分常見，實際上形成了一種變相的棄電。”

  智匯光伏創始人王淑娟表示，這樣的情況一般存在于380伏并網、全額上網的戶用光伏項目。“工商業分布式光伏由于本身有一定的自發自用比例，儲能可以就地充放，用電企業自行消化，對大電網的影響不大，但全額上網的380伏戶用光伏配儲難度比較大，”王淑娟表示，“380伏的系統無法實現可調可控，部分地區不允許上網；而全額上網的戶用光伏項目，儲能也必須上網、跟電網結算，因此在部分地區存在政策的制約。”

  國家發改委能源研究所研究員時璟麗曾在《中國電力企業管理》撰文指出，各地方應取消要求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企業，以增加自發自用比例或在配電網側消納比例為目標，相應地優化運營模式，調整調度模式。

  時璟麗進一步對記者解釋道，分布式配儲能在東中部地區可以起到一定作用，作用大小和適用與否要看具體場景，但不應要求強配儲能。“如果不要求強配儲能，在工商業分布式有一定自發自用電量需求情況下，在同表側配置電化學儲能，有些項目能算過來賬，可能配置比例更高，這種配儲應該鼓勵。問題的關鍵在于選擇權應交給企業，如果光伏和儲能都裝在同表側，企業就可以根據電力市場情況選擇配還是不配，配多大容量，以及如何運行。而一刀切的強制要求，很可能形成資源的浪費，影響企業效益。”

  在我國，儲能在電力系統最早的商業應用便發端于用戶側，在儲能商業模式的探路中，工商業配儲開展峰谷套利是確定性相對較高的一種模式，并于近年來實現了提速發展。而消納問題更為棘手的戶用光伏，是否有通過儲能解決問題的科學之道？

  張曉斌告訴記者，目前山東正在探索分布式臺區配儲和云儲聚合的方式來促進消納。所謂“臺區配儲”，是指將儲能配在臺區的變壓器低壓側，同時裝上獨立電表，與電網約定，電站不接受電網調度，而是就近將同一臺區的戶用光伏白天谷段的過剩電量存儲起來，在晚上光伏發電不足的用電負荷高峰時段放電至電網，放電電價暫時參照燃煤電價的標準，目前在山東德州已有項目落地。“這相當于實現了變壓器的擴容。”張曉斌分析道，“分布式臺區配儲既可提升分布式光伏就近消納的能力，同時也可解決配電低壓支線方向重過載和用戶過電壓的問題，實現臺區的彈性增容。”

  作為分布式光伏第一大省，山東正在多路線開展消納探索。集中匯流是其中一條典型路線。集中匯流是指將低壓區分散的分布式項目，集中匯至一臺或幾臺專用升壓變壓器，并入10千伏或35千伏等電網中壓區，以實現電力在更大范圍的消納。

  早在2021年，山東省濟南市西嶺角村便開展了集中匯流的嘗試，目前，山東聊城、德州等地已經開始針對“集中匯流”進行應用試點，探索“集中匯流+儲能”的模式。

  將已建成的分布式光伏項目從低壓區轉接至中壓區，需要的成本費用不小。“開展集中匯流，需要增加的成本包括一次二次電氣化設備改造、靜止無功發生器的安裝、配置智能開關、新建升壓站，乃至加裝儲能等等，同時，每公里的送出線路建設也至少在20萬以上。”張曉斌表示，“雖然對項目收益形成了一定影響，但由于光伏組件成本下降較快，對于改造成本的增加還有一定的承受能力。實際上，光伏應該把成本下降的紅利，更多用于配合電網靈活調節的需求，包括配儲及建設送出線路等。”

  但戶用光伏實行集中匯流后，是否仍屬于戶用性質？時璟麗認為，這一點應在接網和運行管理方面加以明確。目前，山東、廣東、湖南等地已將企業租賃投資的屋頂戶用光伏按照工商業分布式進行備案管理，只有嚴格以自然人投資的屋頂分布式才屬于戶用性質。

  站在系統角度來看，集中匯流大幅增加了分布式發電的并網成本，既不經濟，也缺少可持續性。這不禁讓人思考我國分布式光伏的發展是否已經背離了分布式發電原有的定位？

  李瓊慧表示，當前分布式光伏面臨的消納和電網承載力挑戰，與我國分布式光伏發展模式息息相關，集中匯流的確是現階段能夠在一定程度上解決問題的手段之一，但并不能解決分布式光伏長遠發展的根本問題。

  “實際上，分布式發展的初衷，是為了解決大電網未覆蓋地區的基本用能問題，其原本的定位就是自發自用、就地就近消納，在光伏成本不斷下降的情況下，分布式光伏的開發亦有利于降低用戶用能成本。但是，嚴格意義上的分布式光伏，不應具有公用電站屬性，換言之，分布式與大電網應該是互補的供電體系，分布式本不應對大電網產生太大影響。理論上講，如果用得好，合理規模的分布式還可提高大電網運行的經濟性。但我國絕大部分分布式發電采取全額上網的模式，使得分布式可持續發展及電網安全運行均面臨巨大挑戰。”李瓊慧表示。

  2013年7月，國家發改委出臺《分布式發電管理暫行辦法》，指出分布式發電是“在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發自用為主、多余電量上網，且在配電網系統平衡調節為特征的發電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯供設施。”“自發自用，余電上網”是分布式定義中的重點要素。然而，在實際發展中，大量分布式不僅全額上網，甚至很多項目以自發自用為名，行集中式開發之實。“在局部分布式光伏滲透率較高的地區，一些所謂的分布式光伏已經具有了地面電站的屬性，”李瓊慧表示，“讓分布式光伏回歸分布式開發利用本質的轉折點已經到來。”

  李瓊慧建議，要科學處理分布式可再生能源規模化發展與大電網的關系，慎重發展沒有規模效益的分布式。德國EEG（可再生能源法）規定電網企業要以“經濟的方式”滿足光伏發電系統并網要求，所謂“經濟的方式”指的是，如果配套電網改造投資超過了分布式電源項目本體投資額的25%，則被認為是不經濟的，電網企業可拒絕該項目的并網申請；美國圣地亞哥電力公司定期發布各配電網剩余分布式電源接納空間，引導項目業主優先在剩余接納空間較大的地區投資，避免因項目超出接納空間從而承擔較大的電網改造成本，以此實現分布式電源布局優化和并網成本整體最優。

  “國外研究顯示，分布式電源在整個電力系統中的裝機不超過30%，是相對經濟的。超過這一比例，則很有可能會涉及變電站的改擴建、升壓站的新建等，整個系統經濟性將明顯降低。當然，我國分布式光伏的產業鏈供應成本持續下降，對于經濟性的承受力可能更高，但總體來說，利用現有變壓器容量開展分布式建設是經濟性最優的選擇，未來分布式與大電網的經濟性配比是否能夠進一步提升還需要深度開展技術經濟的研究和比較。”李瓊慧表示，“下一步，建議統一分布式光伏定義，明確接入電壓等級及容量界定標準，強調分布式光伏就地就近消納的本質特征，避免‘分布式開發、集中式上網’。”

  入市焦慮：“快速增長的光伏或將使白天價格越競越低”

  迅猛發展的光伏裝機正在快速推高電力系統消納成本。記者了解到，山東為消納光伏發電，需要支付的消納成本超過0.01元／千瓦時，且這部分成本隨著光伏裝機增長可能持續提高，在部分時段已經出現消納成本高于光伏現貨價值的情況。分布式光伏作為新能源新增的主要電源之一，同樣需要科學擔責、參與調峰、進入市場。目前，分布式發電享受固定電價上網，保障性收購，不參與調峰，不分攤輔助服務費用，政府性基金及附加和其他運行成本等待遇，與集中式新能源權責不對等。而進入市場，不僅意味著分布式光伏將直面價格波動，同時，也要公平合理承擔系統運行成本。目前，已有省份探索分布式光伏分時上網電價機制，2023年11月，山東省能源局發布關于印發《支持新型儲能健康有序發展若干政策措施》的通知，指出“探索基于電力現貨市場分時電價信號的分布式光伏分時上網電價機制，支持分布式儲能聚合為‘云儲能’響應調度需求，參與市場交易。”

  當前，電煤價格的逐漸回落、煤電容量電價出臺、電力供需形勢有所緩解，以及邊際成本極低的新能源機組越來越多的進入市場，以上因素均可能推動現貨市場價格向下波動。同時，新能源，尤其是光伏是最不具競爭力的電源類型。

  “光伏的反調峰特性是其參與市場競爭的最大痛點。其他電源可24小時發電，無論價格如何波動，都可以在不同時段賣高賣低，只有光伏，價高時無電，價低時大發，此外，隨著光伏裝機的快速增加，白天現貨價格還會越競越低，負電價未來將成為電力市場中的‘常客’。”張曉斌說。

  而相對樂觀的因素，在于光伏成本的快速下降。2023年，光伏組件成本已經跌破1元/瓦。“實際上，光伏建設度電成本已經足夠低了，如果是在1塊錢組件成本基礎上建設的項目，以1300的利用小時數計算，度電成本大約在0.19元左右。在中東部地區的用戶側，中長期加現貨的平均價格很難低于0.3元/千瓦時，參與市場交易項目也可以有合理利潤。”王淑娟表示。

  亦有業內人士認為，分布式光伏入市后，上網電價的降低，將倒逼其加大力度進行就地消納。不過，由于分布式光伏涉及到的市場主體非常多元，且項目更加貼近民生，建議在入市推進過程中留出政策窗口期，做好新老劃斷。

  “在2015-2016年，光伏組件價格仍高達3元/瓦；即便是在2021-2022年，組件價格也尚未低于1.5元/瓦，如果這些電站無差別入市，其投資決策時的財務模型不再成立，將很快面臨資不抵債的情況，同時，很多分布式光伏是農戶貸款投資項目，一旦政策變化涉及到存量項目，很可能引發系統性的風險。”張曉斌說，“建議針對不同地域、不同類型，不同建設時間的電站開展分類管理，穩步入市。”

  相關人士建議，在入市初期，除常規參與市場交易方式外，可以參照電網企業代理購電的模式，由電網代理售電，以月度為單位公布上網電價，分布式發電作為市場價格接受者，待市場逐步成熟后，可逐步推動分布式市場主體接受現貨價格。在輔助服務方面，調峰成本可以分時價格的形式體現，對于調頻等輔助服務類成本、政府性基金等類型成本，以及配儲等政策要求，應參照集中式新能源的要求。近期，河南能監辦發布《關于修訂完善我省電力調峰輔助服務規則部分條款的通知》，將除扶貧項目以外的分布式光伏納入到深度調峰交易買方成員之中。

  無論是早是晚，分布式發電入市已成定局。在綠電綠證交易收益微薄、虛擬電廠等新商業模式尚未經過普遍驗證的情況下，光伏或將經歷一個煎熬的階段，這就是成長必經之路。

  “分布式光伏下一步發展需要差異化的政策引導，通過分級分類管理規范開發模式，加強并網管理。同時，在入市政策方面也不應一刀切。當前，戶用光伏為農村能源革命提供了重要的突破口，對于真正用于解決農村用能問題的戶用光伏，建議政策仍予以扶持，而工商業分布式則應加快商業模式的創新，積極融入市場競爭之中。”李瓊慧表示。

作者：翁爽 來源：電聯新媒 責任編輯：jianping