分布式光伏不能“狂飙”了

中国电价市场化改革再迎突破。今年2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，推动新能源（风电、太阳能发电）全电量入市、上网电价全面由市场形成。

去年下半年以来，推动新能源，特别是分布式新能源电量入市的进程已经开启，过去“保量保价”的保障性收购政策已经无法满足需求，甚至引发了供需错配下的消纳困境，这种困境在分布式光伏上表现得尤为明显。

一面是不断激增的新增装机量，一面是暂停分布式光伏接入的“红区”范围不断蔓延，对于化解这样的矛盾，“入市”能带来多少改变？

“红区”蔓延背后的错配

随着分布式光伏新增装机量增长，消纳问题随之出现，其最直观的体现便是暂停新增分布式电源项目接入的“红区”不断蔓延。

《分布式电源接入电网承载力评估导则》（下称《导则》）将电网的承载能力分为红、黄、绿三类区域。其中，当因分布式电源导致向220千伏及以上电网反送电，该区域评估等级为红色，在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源项目接入。去年，接入受限的“红区”持续蔓延，浙江、山东、广东、河南、黑龙江和福建等省份都出现了暂停分布式接入的情况。

电力系统中，电网按电压等级分层，输电网属高电压等级，配电网属低电压等级。一般220千伏以上电压等级电网为输电网，以下为配电网。不同电压等级的电网可以被理解为大小不同的水池，电网电压等级越高，意味着水池面积越大，消纳能力也更强。当分布式光伏无法在较低电压等级的电网中消纳时，必然希望反送至更高等级的电网后消纳，随着一些地区分布式光伏装机量增长，10千伏、35千伏、110千伏电压等级的电网都无力消纳。

过去，电的流向是从电源侧到用户侧，但是分布式光伏布置在用户侧，反送意味着电的流向发生改变，从而对电力系统的安全保护以及电能质量带来影响。因此《导则》没有放开向220千伏及以上电网反送电的“口子”，这意味着分布式光伏需要在较低电压等级电网内部消纳。

其实对于一些分布式光伏新增装机增长较快的省份，消纳困境早已出现。2023年10月，河南省发展改革委发布《关于促进分布式光伏发电行业健康可持续发展的通知》，提出省内黄色、红色区域为分布式光伏只有少量或已经没有消纳空间，而具有较好消纳条件的绿色区域在全省已经非常少，而且是零星散布在红、黄区域之间。2023年，河南分布式光伏新增装机量位列全国第一。

由于新能源发电随机性、间歇性与波动性的特点，弃风、弃光伴随新能源发展而存在，但是相比于集中式光伏，分布式光伏的消纳挑战更为严峻。能源基金会清洁电力项目主管周锋告诉《中国新闻周刊》：“从需求侧来看，集中式光伏更容易通过一些行政手段安排消纳，如跨省外送。但是分布式光伏分散接入电网后一般汇集到省内电网，消纳空间有限。”

消纳困境的背后首先便是供需错配。

2023年6月，国家能源局开展分布式光伏接入电网承载力和提升措施评估试点的工作，并要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份按期完成相关评估和结果公布工作。天津大学求实公司技术总工程师李文龙曾参与山东、浙江等省份的承载能力评估。他告诉《中国新闻周刊》，承载能力评估以区县为单位进行，“根据研究，只要负荷足够大，承载不成问题，但是山东一些区县光伏发电量甚至多过全社会用电量”。

这种供需错配在农村户用分布式光伏新增装机增长较快的区域尤为明显。

“工商业用户往往用电需求较大，甚至供不应求，因此利用厂房屋顶等资源开发的工商业侧分布式光伏消纳往往不存在问题。但是一户农户每天的用电量可能只有几度，因此农村地区户用分布式光伏采用全额上网，或者自发自用余额上网比例较高。”在周锋看来，“红区”多是由于下辖村、镇分布式光伏发展较快导致，利用农户屋顶铺设分布式光伏，其实装机量非常可观，比如100平方米的屋顶可以铺设10千瓦—20千瓦分布式光伏，整片铺设后可以被视为“集中的分布式光伏”。

各个地区的情况不尽相同，但是在分布式光伏装机总量中，户用分布式光伏占比约为一半，在一些地区甚至有超过工商业分布式光伏占比的趋势，而户用分布式光伏多在农村地区。

除去供需错配外，配电网基础设施的条件也决定了分布式光伏的消纳能力。

“电力系统的供需需要实时平衡，电网在这个过程中需要使用升压、降压、变电等一系列手段。类似于水管，如果进水量过多，但是水管还是一样粗细的话肯定无法承受，电网同样有容量限制。”周锋表示，不同于集中式光伏可以通过一条大容量的输电通道外送，分布式光伏接入电网的地点非常分散，每个接入点所在配网的基础设施条件，如配电器、变压器等，都决定了其消纳条件，哪怕是同一省份，不同城市配电网的条件也有差异，对应不同的消纳能力。

显然，一些地区配电网的基础设施条件也并未做好应对分布式光伏装机量激增的准备。国网河北省电力有限公司隆尧县供电分公司职工刘伟朋等曾在2022年7月撰文称，隆尧作为“整县推进”试点之一，该县供电局每周受理新增光伏用户200户左右，户均申请容量30千瓦，分布式光伏出现井喷式安装。隆尧县是农业大县，28％为农业负荷，在非灌溉期负荷较小，基础农网配电设备容量与接入光伏发电容量差值过大，部分光伏发电无法就地消纳，配电变压器出现反向重过载，增加烧毁风险。

在李文龙看来，近年分布式光伏爆发式增长与电网公司接收能力增长之间并不匹配。“从电网公司的角度来看，更多从电力系统安全运行的角度考虑，因此普遍对分布式光伏的接入管控比较严格，如果一座变电站的容量是100兆伏安，接入分布式光伏的容量不能超过80兆瓦，甚至出现对于‘红区’标准判定过于严格的情况。”

根据李文龙的经验，在2023年评估承载能力时，向220千伏及以上电网反送电可能并非单纯因为分布式光伏，也有集中式光伏、风电等其他新能源电源接入的因素，但是一些地区“一刀切”执行这样的标准，只要220千伏变电站反送，其供电范围内便不再允许接入分布式光伏，这在一定程度上加剧了“红区”蔓延。

去年10月，国家能源局曾通报分布式光伏并网接入多起典型问题，涉及供电企业违规扩大分布式光伏接入“红区”，限制分布式光伏项目接入电网。例如，黑龙江省哈尔滨市某供电企业因生物质等集中式新能源电厂向220千伏及以上电网反送电，将对应区域分布式光伏承载能力均判定为零。

配电网确实是电力系统中的短板。南方电网就将配电网建设列入“十四五”期间工作重点，规划投资3200亿元，约占到其同期电网投资6700亿元的一半。国家电网则提出，“十四五”期间配电网建设投资超过1.2万亿元，占其电网建设总投资的60％以上。

在一些地区用电需求与电网基础设施准备不足的情况下，近年来分布式光伏新增装机量却出现激增。

“入市”终结粗放式发展？

用“狂飙突进”形容2020年以来分布式光伏装机量增势并不为过。2020年至2024年，全国新增分布式光伏装机分别为1552万千瓦、2928万千瓦、5111万千瓦、9629万千瓦、1.2亿千瓦，除去年增速有所放缓之外，此前3年几乎每一年都接近翻番。

究竟是什么因素导致分布式光伏新增装机量激增？

“分布式光伏，特别是农村地区户用光伏装机量激增背后的主要驱动因素是商业利益。”周锋解释说，从国家层面来看，出于能源转型考虑，鼓励分布式光伏发展，希望利用屋顶等闲置空间发展分布式光伏，尤其对于中东部地区而言，土地资源有限，需要利用屋顶等空间开发分布式光伏。“一些省份也曾出台鼓励分布式光伏开发的政策，鼓励整片开发，如‘整县推进’政策。如此一方面体现为地方新能源转型成绩，另一方面也能在一定程度上带动产业发展。”

2021年6月，国家能源局发文启动分布式光伏整县推进工作，随后还确定了676个整县推进工作试点名单。天风证券研报曾预估，按照每个县20万千瓦的开发规模计算，“整县推进”总规模预计超过1亿千瓦。

在李文龙看来，一些农村地区户用分布式光伏爆发式增长也是符合政府、分布式光伏开发商、农户等多方利益的结果。政府可以借此实现能源转型与经济增长，农户可以从出租屋顶获得租金，而对于分布式光伏开发商而言，地方政府给予的补助，以及此前电网“兜底”收购的模式让分布式光伏项目的收益率颇为稳定。

2022年以来，各地政府纷纷出台支持分布式光伏的政策，最为关键的就是给予补贴，一些地级、区级政府也会给予补贴。如浙江省永康市2022年9月发布新政策，对2022年1月1日至2024年12月31日期间建成的屋顶分布式光伏发电项目，根据实际发电量按每千瓦时0.1元给予三年补助。

除去补贴，过去分布式光伏采取“自发自用、余电上网”原则，这意味着电网公司会进行保障性收购，“应收尽收”。 如在山东，过去电网保障性收购时按照0.3949元/度的燃煤标杆电价收购。

不过，随着分布式新能源发电参与市场化交易，分布式光伏项目的收益率开始面临更大的不确定性。

2024年10月30日，国家发展改革委等部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（下称《指导意见》），其中提及稳妥有序推动分布式新能源发电参与市场化交易，促进分布式新能源就近消纳。

此后，一些省份迅速跟进。如去年12月，山东政府发布《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》指出，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增光伏发电项目（含分布式光伏）可自主选择全电量或15％发电量参与电力市场。2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。

“2024年下半年，面对分布式光伏会在年内‘入市’的消息，市场已经处于观望态度，包括‘五大六小’在内的电力央企去年下半年甚至叫停分布式光伏事业部的项目，因为‘入市’会直接影响分布式光伏项目的盈利情况，冲击开发企业对分布式光伏项目设定的盈利红线，账开始变得不太好算。”周锋告诉记者。

这也是去年分布式光伏新增装机量增速放缓的原因之一，而随着“入市”政策在去年年底逐渐明确，目前分布式光伏开发商纷纷开展入市策略研究，专门成立团队，或委托专业的电力交易团队进行研究。

周锋表示：“对于‘五大六小’等发电央企而言，分布式光伏项目的收益率一般控制在6％左右。分布式光伏项目通常会由天合光能、隆基绿能等民营企业开发完成后，打包出售给‘五大六小’等企业，其对于收益率无疑有更高的要求。但是一旦分布式光伏进入电力市场交易，就意味着价格随行就市，在中午这样的光伏‘大发’时段，度电价格可能不到0.1元，甚至接近零电价，此前山东电力市场就曾出现过负电价。因此收益率的计算变得更加复杂，开发必然变得更加谨慎。”

根据中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽测算，以中东部地区为例，在光伏组件价格为0.8元/瓦、光伏项目利用小时数为1100小时的情况下，如不配备储能，分布式光伏要达到盈亏平衡，度电收益需达到约0.26元/度；如配备50％装机容量、2小时时长储能，则度电收益需求约0.32元/度；如将储能时长延长至4小时，则约为0.37元/度。

在周锋看来，“分布式光伏‘入市’，一定会推动分布式光伏装机调整节奏，有序发展。能源转型的方向不会变，但是国家层面希望适当放缓步伐，通过让分布式光伏‘入市’，以市场价格信号引导分布式光伏配置到经济效益更好的地区。分布式光伏新增装机量肯定会放缓，但是资源配置的效率会更高”。

有业内人士也向记者感慨，国家层面希望通过市场价格信号引导分布式光伏高效配置，而非“一窝蜂”地只要有屋顶就去开发分布式光伏。