过量的分布式光伏正在搅动电网“一湖春水”。

  2023年6月，国家能源局下发《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份会同电网企业按照要求，按期完成分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估。近期，各省公布评估结果显示，超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间，即所谓暂停报装的“红区”。令人意外的是，即便如黑龙江分布式光伏装机仅149万千瓦（截至2023年前三季度）的省份，也给出了81地剩余容量为0的评估结果，电网消纳压力可见一斑。

  “红区”频现，为分布式光伏的发展敲响警钟。过去，分布式发电在能源电力系统中扮演“小而美”的角色，是大电网的有益补充，因其体量小，并不会在电网中“搅风弄雨”。如今，分布式光伏一路狂飙，自2021年开始，新增装机超过集中式，2023年分布式光伏新增装机9629万千瓦，同比增长高达88%，总装机达253.91吉瓦，在局部电网中已成为“大装机、小出力”的存在，电网运行面临潮流、电压、频率的安全挑战。

  分布式光伏的持续升温是近年来我国光伏行业迅猛发展的一个缩影。2023年12月中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎曾在《中国电力企业管理》撰文指出，超预期的高速发展意味着光伏发电“成人礼”提前到来。随着分布式光伏装机超过电网承载能力，接网成本明显上升；当白天电力过剩成为常态，各地分时电价纷纷将光伏大发时段调至谷段乃至深谷。并网与消纳难题接踵而至，分布式光伏亟需告别野蛮生长。

  国网能源研究院新能源与统计分析所所长李琼慧认为，2023年的装机激增是近年来鼓励分布式光伏规模化发展政策支持和光伏发电成本大幅下降共同作用的结果，有其必然性，但当前存在的种种问题，也标志着产业政策到了需要调整的时机。

  消纳危机：“全额上网收益远大于自发自用，用户几乎没有自消纳动力”

  2023年12月2日，国网河南省新安县供电公司给用户发送信息通知称，近期全省新能源消纳供需失衡，存在发电量大于用电量的情况，现安排低压分布式光伏用户参与调峰。据媒体报道，当日该县9时到13时之间，所有光伏电站处于停发状态。不仅仅是新安县，河南其他一些地方也实施了类似的发电限制，只是具体限电时间段存在差异。

  河南电网的消纳压力只是分布式光伏局部过热的冰山一角。河南是与山东、河北“三足鼎立”的分布式光伏装机大省，由于人口密集、用能量大、日照资源好、屋顶资源丰富，冀鲁豫三省成为三类资源区中收益最好的三个省份，资本蜂拥而至。截至2022年底，河北南网、河南、安徽、山东等地分布式光伏出力占负荷比例的最大值已超过40%；从发电渗透率来看，“三华”地区各省分布式光伏发电出力占用电负荷的最大比重均超过10%。其中河北南网分布式光伏发电渗透率最大达到48.5%，山东、河南、安徽、浙江均超过15%。

  资本的扎堆涌入和项目的集中开发，很快让一些地方电网“带不动”。由于缺乏接入容量规范要求，低压分布式光伏违规建设运行问题频发。记者了解到，目前多数地区未对台区分布式光伏接入容量作出具体要求，而是采用先接入后改造的方式，导致局部地区出现严重的倒送和电压越限等一系列问题。

  “光伏发电作为清洁能源迎来高速发展，这个过程中带来了两个矛盾，一个是时间矛盾，一个是空间矛盾。在时间上，光伏只能在晴好天气白天特别是午间时段出力；在空间上，分布式光伏尤其是户用光伏多在用电量小、电网承载力较弱的农村地区建设，农村地区具有较好的屋顶资源和附属场地建设条件，但消纳条件不好，反之消纳条件好，负荷大的城区建设光伏的空间有限。解决两个矛盾，让光伏成为友好电源是当下的主要任务。”河南省产业发展研究会副会长、新能源专业委员会秘书长姚峰说。

  分布式光伏分为工商业和户用两类。相对于工商业分布式，户用光伏对于电网，尤其是低压区造成了更大的冲击。

  2021年，“整县光伏”的推进成为户用光伏迅速发展的驱动力。2021年6月能源局出台《整县屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，9月公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单；2023年底前，试点地区各类屋顶安装光伏发电的比例均达到《通知》要求的，列为整县（市、区）屋顶分布式光伏开发示范县。户用光伏得以爆发增长。相对于工商业光伏，户用光伏享受的补贴额度、与电网的结算优先等级普遍更高，投资开发高热不减。

  “在河南，约37吉瓦的光伏电站中，分布式光伏占比约82%，而户用光伏在分布式光伏中的占比近75%。虽然户用光伏在广大农村地区屋顶的占比仅有5%，但受限于地区消纳原因已经难以继续快速发展。此外，河南省不同于其他省份，作为农业大省、中国粮仓，河南对集中式光伏用地要求十分严格，发展分布式光伏是河南省未来实现‘双碳’目标的重要途径之一，我们对解决发展户用光伏矛盾的心情更为迫切。”姚峰表示。

  数据显示，我国农村户均配变容量约3千伏安，户均用电负荷不足2千瓦，而低压户均光伏装机容量则高达20千瓦。对于户用光伏而言，就地消纳，难上加难。

  李琼慧对记者总结了我国分布式光伏的显著特点：午间出力大、负荷占比高；低压占比高、分散接入多；全额上网多、自发自用少；源荷匹配差、反送台区多；分布不均衡、局部密度高。以上特点，在户用光伏身上体现得更加明显。

  “在我国，户用分布式光伏的消纳方式和国外有着明显的不同。一方面，国外的家庭用户一般享有净电量计量政策，另一方面，国外居民电价高，自发自用可降低用电成本，而我国居民电价相对较低，也没有专门鼓励居民自用的政策，绝大多数户用光伏全额上网的收益远大于自发自用，使得用户几乎没有自消纳的动力，进一步加大了电网的压力。”李琼慧表示。截至2023年9月底，我国分布式光伏全额上网户数和容量分别占分布式光伏总户数、总容量的85%和61%。全额上网总户数比总容量的占比高出不少，意味着很多小而散的户用光伏更多选择全额上网。

  在光伏惊人的发展速度推动下，白天电力过剩风险不断加大。从甘肃、山西、山东、蒙西、广东5地区的分时电价曲线来看，正午光伏大发时段形成了典型的价格低谷。在其他现货市场试运行地区也同样形成了“澡盆”“鸭子”“大鹅”等形状的分时电价曲线。在山东，光伏装机超过5600万千瓦，其中分布式光伏装机超过4000万千瓦。2023年山东净负荷呈现典型的“鸭子曲线”，中午光伏大发时净负荷大幅减少，日落时急剧增加。

  2022年底，多地调整分时电价，青海、宁夏、甘肃、山东等地在中午光伏出力高峰期执行谷段电价；2023年年末的分时电价调整中，日间谷段拉长，江苏、内蒙古、新疆等地探索深谷电价，其时段多为夏季午间光伏出力高峰期，最长深谷时段长达4小时，浙江午间2小时全年处于谷段。

  “对于光伏而言，分时电价调整是一个用利润换空间的好政策。”山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌说，“调整后的分时电价对单个项目的收益是有影响的，但是从整体上对于促进消纳是有益的。当大量负荷跟随价格的引导转至白天，变相地增加了开发容量，有利于分布式光伏的持续发展。”

  张晓斌告诉记者，2023年，在不考虑配储和深度电网改造的因素下，山东仅通过对工商业分布式光伏执行动态分时电价的方式就释放出350万千瓦的消纳空间，为光伏后续的装机增长创造了空间。

  但在河南，激增的户用光伏令政策措手不及。2023年，河南在午间光伏大发的10:00-14：00仍执行峰时电价。“2023年前三季度河南分布式光伏新增装机就高达1058万千瓦，这使得2022年末制定的分时电价已经无法适应光伏高速发展的变化，同时大量用户侧储能根据价格信号开展峰谷套利，使得午间消纳局面雪上加霜。”姚峰表示，“目前，河南省已发布新的分时电价征求意见稿，重新调整峰谷时段、鼓励白天用电的需求迫在眉睫。”

  路径反思：“让分布式光伏回归就近消纳的本质特征”

  分布式光伏深陷消纳危机，配置储能被提上日程。近日，河南、江苏、浙江、山东、河北、湖南等多地出台分布式光伏项目配储具体要求，配储比例在装机容量的8%-30%之间。其中，河南要求根据不同变电站的承载力评估结果，黄色区域需要配储15%×2小时，红色区域需要配储20%×2小时。山东枣庄、德州两地分布式光伏项目储能配置比例不少于15%。

  “对于户用分布式光伏进一步发展而言，配储可以解决光伏发电时间矛盾，但需要做到科学合理，让储能发挥好调节作用，同时也要做好经济模型，毕竟电化学储能的寿命远低于光伏电站。”姚峰表示。

  此前，集中式新能源强配储能但配而不用的现象引起了业内的诸多反思。分布式光伏配置储能是否会重蹈这一覆辙？

  “这是极有可能的，”张晓斌表示，“配置储能，可以充电，但无法放电，这种现象十分常见，实际上形成了一种变相的弃电。”

  智汇光伏创始人王淑娟表示，这样的情况一般存在于380伏并网、全额上网的户用光伏项目。“工商业分布式光伏由于本身有一定的自发自用比例，储能可以就地充放，用电企业自行消化，对大电网的影响不大，但全额上网的380伏户用光伏配储难度比较大，”王淑娟表示，“380伏的系统无法实现可调可控，部分地区不允许上网；而全额上网的户用光伏项目，储能也必须上网、跟电网结算，因此在部分地区存在政策的制约。”

  国家发改委能源研究所研究员时璟丽曾在《中国电力企业管理》撰文指出，各地方应取消要求分布式光伏配置储能的要求，鼓励利用好峰谷电价政策和辅助服务、容量市场等，将配置电化学储能的意愿和决定权交由开发企业，以增加自发自用比例或在配电网侧消纳比例为目标，相应地优化运营模式，调整调度模式。

  时璟丽进一步对记者解释道，分布式配储能在东中部地区可以起到一定作用，作用大小和适用与否要看具体场景，但不应要求强配储能。“如果不要求强配储能，在工商业分布式有一定自发自用电量需求情况下，在同表侧配置电化学储能，有些项目能算过来账，可能配置比例更高，这种配储应该鼓励。问题的关键在于选择权应交给企业，如果光伏和储能都装在同表侧，企业就可以根据电力市场情况选择配还是不配，配多大容量，以及如何运行。而一刀切的强制要求，很可能形成资源的浪费，影响企业效益。”

  在我国，储能在电力系统最早的商业应用便发端于用户侧，在储能商业模式的探路中，工商业配储开展峰谷套利是确定性相对较高的一种模式，并于近年来实现了提速发展。而消纳问题更为棘手的户用光伏，是否有通过储能解决问题的科学之道？

  张晓斌告诉记者，目前山东正在探索分布式台区配储和云储聚合的方式来促进消纳。所谓“台区配储”，是指将储能配在台区的变压器低压侧，同时装上独立电表，与电网约定，电站不接受电网调度，而是就近将同一台区的户用光伏白天谷段的过剩电量存储起来，在晚上光伏发电不足的用电负荷高峰时段放电至电网，放电电价暂时参照燃煤电价的标准，目前在山东德州已有项目落地。“这相当于实现了变压器的扩容。”张晓斌分析道，“分布式台区配储既可提升分布式光伏就近消纳的能力，同时也可解决配电低压支线方向重过载和用户过电压的问题，实现台区的弹性增容。”

  作为分布式光伏第一大省，山东正在多路线开展消纳探索。集中汇流是其中一条典型路线。集中汇流是指将低压区分散的分布式项目，集中汇至一台或几台专用升压变压器，并入10千伏或35千伏等电网中压区，以实现电力在更大范围的消纳。

  早在2021年，山东省济南市西岭角村便开展了集中汇流的尝试，目前，山东聊城、德州等地已经开始针对“集中汇流”进行应用试点，探索“集中汇流+储能”的模式。

  将已建成的分布式光伏项目从低压区转接至中压区，需要的成本费用不小。“开展集中汇流，需要增加的成本包括一次二次电气化设备改造、静止无功发生器的安装、配置智能开关、新建升压站，乃至加装储能等等，同时，每公里的送出线路建设也至少在20万以上。”张晓斌表示，“虽然对项目收益形成了一定影响，但由于光伏组件成本下降较快，对于改造成本的增加还有一定的承受能力。实际上，光伏应该把成本下降的红利，更多用于配合电网灵活调节的需求，包括配储及建设送出线路等。”

  但户用光伏实行集中汇流后，是否仍属于户用性质？时璟丽认为，这一点应在接网和运行管理方面加以明确。目前，山东、广东、湖南等地已将企业租赁投资的屋顶户用光伏按照工商业分布式进行备案管理，只有严格以自然人投资的屋顶分布式才属于户用性质。

  站在系统角度来看，集中汇流大幅增加了分布式发电的并网成本，既不经济，也缺少可持续性。这不禁让人思考我国分布式光伏的发展是否已经背离了分布式发电原有的定位？

  李琼慧表示，当前分布式光伏面临的消纳和电网承载力挑战，与我国分布式光伏发展模式息息相关，集中汇流的确是现阶段能够在一定程度上解决问题的手段之一，但并不能解决分布式光伏长远发展的根本问题。

  “实际上，分布式发展的初衷，是为了解决大电网未覆盖地区的基本用能问题，其原本的定位就是自发自用、就地就近消纳，在光伏成本不断下降的情况下，分布式光伏的开发亦有利于降低用户用能成本。但是，严格意义上的分布式光伏，不应具有公用电站属性，换言之，分布式与大电网应该是互补的供电体系，分布式本不应对大电网产生太大影响。理论上讲，如果用得好，合理规模的分布式还可提高大电网运行的经济性。但我国绝大部分分布式发电采取全额上网的模式，使得分布式可持续发展及电网安全运行均面临巨大挑战。”李琼慧表示。

  2013年7月，国家发改委出台《分布式发电管理暂行办法》，指出分布式发电是“在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。”“自发自用，余电上网”是分布式定义中的重点要素。然而，在实际发展中，大量分布式不仅全额上网，甚至很多项目以自发自用为名，行集中式开发之实。“在局部分布式光伏渗透率较高的地区，一些所谓的分布式光伏已经具有了地面电站的属性，”李琼慧表示，“让分布式光伏回归分布式开发利用本质的转折点已经到来。”

  李琼慧建议，要科学处理分布式可再生能源规模化发展与大电网的关系，慎重发展没有规模效益的分布式。德国EEG（可再生能源法）规定电网企业要以“经济的方式”满足光伏发电系统并网要求，所谓“经济的方式”指的是，如果配套电网改造投资超过了分布式电源项目本体投资额的25%，则被认为是不经济的，电网企业可拒绝该项目的并网申请；美国圣地亚哥电力公司定期发布各配电网剩余分布式电源接纳空间，引导项目业主优先在剩余接纳空间较大的地区投资，避免因项目超出接纳空间从而承担较大的电网改造成本，以此实现分布式电源布局优化和并网成本整体最优。

  “国外研究显示，分布式电源在整个电力系统中的装机不超过30%，是相对经济的。超过这一比例，则很有可能会涉及变电站的改扩建、升压站的新建等，整个系统经济性将明显降低。当然，我国分布式光伏的产业链供应成本持续下降，对于经济性的承受力可能更高，但总体来说，利用现有变压器容量开展分布式建设是经济性最优的选择，未来分布式与大电网的经济性配比是否能够进一步提升还需要深度开展技术经济的研究和比较。”李琼慧表示，“下一步，建议统一分布式光伏定义，明确接入电压等级及容量界定标准，强调分布式光伏就地就近消纳的本质特征，避免‘分布式开发、集中式上网’。”

  入市焦虑：“快速增长的光伏或将使白天价格越竞越低”

  迅猛发展的光伏装机正在快速推高电力系统消纳成本。记者了解到，山东为消纳光伏发电，需要支付的消纳成本超过0.01元／千瓦时，且这部分成本随着光伏装机增长可能持续提高，在部分时段已经出现消纳成本高于光伏现货价值的情况。分布式光伏作为新能源新增的主要电源之一，同样需要科学担责、参与调峰、进入市场。目前，分布式发电享受固定电价上网，保障性收购，不参与调峰，不分摊辅助服务费用，政府性基金及附加和其他运行成本等待遇，与集中式新能源权责不对等。而进入市场，不仅意味着分布式光伏将直面价格波动，同时，也要公平合理承担系统运行成本。目前，已有省份探索分布式光伏分时上网电价机制，2023年11月，山东省能源局发布关于印发《支持新型储能健康有序发展若干政策措施》的通知，指出“探索基于电力现货市场分时电价信号的分布式光伏分时上网电价机制，支持分布式储能聚合为‘云储能’响应调度需求，参与市场交易。”

  当前，电煤价格的逐渐回落、煤电容量电价出台、电力供需形势有所缓解，以及边际成本极低的新能源机组越来越多的进入市场，以上因素均可能推动现货市场价格向下波动。同时，新能源，尤其是光伏是最不具竞争力的电源类型。

  “光伏的反调峰特性是其参与市场竞争的最大痛点。其他电源可24小时发电，无论价格如何波动，都可以在不同时段卖高卖低，只有光伏，价高时无电，价低时大发，此外，随着光伏装机的快速增加，白天现货价格还会越竞越低，负电价未来将成为电力市场中的‘常客’。”张晓斌说。

  而相对乐观的因素，在于光伏成本的快速下降。2023年，光伏组件成本已经跌破1元/瓦。“实际上，光伏建设度电成本已经足够低了，如果是在1块钱组件成本基础上建设的项目，以1300的利用小时数计算，度电成本大约在0.19元左右。在中东部地区的用户侧，中长期加现货的平均价格很难低于0.3元/千瓦时，参与市场交易项目也可以有合理利润。”王淑娟表示。

  亦有业内人士认为，分布式光伏入市后，上网电价的降低，将倒逼其加大力度进行就地消纳。不过，由于分布式光伏涉及到的市场主体非常多元，且项目更加贴近民生，建议在入市推进过程中留出政策窗口期，做好新老划断。

  “在2015-2016年，光伏组件价格仍高达3元/瓦；即便是在2021-2022年，组件价格也尚未低于1.5元/瓦，如果这些电站无差别入市，其投资决策时的财务模型不再成立，将很快面临资不抵债的情况，同时，很多分布式光伏是农户贷款投资项目，一旦政策变化涉及到存量项目，很可能引发系统性的风险。”张晓斌说，“建议针对不同地域、不同类型，不同建设时间的电站开展分类管理，稳步入市。”

  相关人士建议，在入市初期，除常规参与市场交易方式外，可以参照电网企业代理购电的模式，由电网代理售电，以月度为单位公布上网电价，分布式发电作为市场价格接受者，待市场逐步成熟后，可逐步推动分布式市场主体接受现货价格。在辅助服务方面，调峰成本可以分时价格的形式体现，对于调频等辅助服务类成本、政府性基金等类型成本，以及配储等政策要求，应参照集中式新能源的要求。近期，河南能监办发布《关于修订完善我省电力调峰辅助服务规则部分条款的通知》，将除扶贫项目以外的分布式光伏纳入到深度调峰交易买方成员之中。

  无论是早是晚，分布式发电入市已成定局。在绿电绿证交易收益微薄、虚拟电厂等新商业模式尚未经过普遍验证的情况下，光伏或将经历一个煎熬的阶段，这就是成长必经之路。

  “分布式光伏下一步发展需要差异化的政策引导，通过分级分类管理规范开发模式，加强并网管理。同时，在入市政策方面也不应一刀切。当前，户用光伏为农村能源革命提供了重要的突破口，对于真正用于解决农村用能问题的户用光伏，建议政策仍予以扶持，而工商业分布式则应加快商业模式的创新，积极融入市场竞争之中。”李琼慧表示。

作者：翁爽 来源：电联新媒 责任编辑：jianping