分布式光伏的比重未來還將持續(xù)增長，并將成為光伏的主體發(fā)展形式，而其不僅需要先進的光伏技術(shù)作支撐，更需要相應(yīng)的政策支撐體系。

2017年是中國光伏產(chǎn)業(yè)高歌猛進的一年，光伏總裝機高達53吉瓦，不但是中國歷史上光伏裝機規(guī)模最高的一年，并且超過曾經(jīng)的光伏裝機第一大國德國過去20多年的光伏裝機總量。光伏的快速發(fā)展使其成為中國能源革命主力軍的前景越來越明朗。

2015年4月，國家發(fā)展和改革委員會能源研究所發(fā)布的“中國2050高比例可再生能源發(fā)展情景暨路徑研究”報告預(yù)測，2050年太陽能發(fā)電裝機容量可能達到27億千瓦，以地面光伏電站為主，分布式屋頂光伏約可達到2.6億千瓦，僅占全部光伏裝機量的10%左右。

上述報告明顯低估了分布式光伏的潛力。2017年分布式光伏裝機量高達19吉瓦，在總裝機量的比重高達36%，已遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于該報告所預(yù)測的比重。

分布式光伏的比重未來還將持續(xù)增長，并將成為光伏的主體發(fā)展形式，而分布式光伏獲得快速持續(xù)發(fā)展不僅需要先進光伏技術(shù)作支撐，更需要相應(yīng)的政策支撐體系。而筆者認(rèn)為，這一政策支撐體系的核心可以概括為16個字：就近建設(shè)、以銷定產(chǎn)、市場交易、取消補貼。

就近建設(shè)

“就近建設(shè)”不同于以往常說的“就近消納”。

“就近消納”一詞在國家能源局的文件中曾出現(xiàn)在2015年的發(fā)改辦運行〔2015〕2554號文件《開展可再生能源就近消納試點的通知》中，該文件明確在“可再生能源富集的甘肅省、內(nèi)蒙古自治區(qū)率先開展可再生能源就近消納試點，為其他地區(qū)積累經(jīng)驗，是努力解決當(dāng)前嚴(yán)重棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象的大膽探索”。新疆和吉林也依據(jù)此文件很快制訂了可再生能源就近消納的行動方案。

這些地區(qū)已經(jīng)建設(shè)了大量的光伏，以及風(fēng)電，出現(xiàn)了大量棄風(fēng)棄光的問題，如果就近消納呢?文件提出的措施包括：1、鼓勵可再生能源供熱以及實施電能替代，擴大電力消費。2、鼓勵對燃煤機組進行技術(shù)改造、對熱電聯(lián)產(chǎn)機組加裝蓄熱器,實施深度調(diào)峰，提高電網(wǎng)可再生能源消納能力。3、積極承接?xùn)|部產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)移。4、積極加強輸電通道和配電網(wǎng)建設(shè),促進可再生能源外送，擴大消納范圍。

但就近消納的潛力遠(yuǎn)遠(yuǎn)跟不上光伏風(fēng)電發(fā)展的規(guī)模，關(guān)鍵是因為這些地區(qū)總用電量和用能規(guī)模較低。以內(nèi)蒙古北部某地區(qū)的風(fēng)電光伏就近消納案例來說。某縣區(qū)域內(nèi)用電量約2億多千瓦時，規(guī)劃的風(fēng)電光伏的發(fā)電量合計約7億千瓦時，雖然當(dāng)?shù)卦O(shè)計了推廣各種電能替代技術(shù)，全面推廣電供熱，建設(shè)電解水制氫裝置，再加上招商引資等舉措，仍然無法消納掉這7億度風(fēng)電光伏，還要指望通過特高壓外送。

這類地區(qū)風(fēng)電光伏過剩以及棄風(fēng)棄光現(xiàn)象的出現(xiàn)有一定的必然性，因為這類光伏沒有遵循就近建設(shè)的原則。

就近建設(shè)是指在用電負(fù)荷集中地區(qū)建設(shè)光伏，優(yōu)先指廣東、江蘇、浙江、山東、北京、上海、天津等經(jīng)濟發(fā)達省市。例如，全國用電量最高的省份是廣東省，2016年全社會用電量5610.13億千瓦時。廣東省依托現(xiàn)有的配電網(wǎng)，在現(xiàn)有電量中消納10%的光伏，即560億千瓦時電量，技術(shù)上困難很容易解決。560億電量對應(yīng)約50吉瓦的光伏裝機量。如果按20%的消納能力測算，則對應(yīng)約100吉瓦的光伏裝機量。北京市的全社會用電量約1000億千瓦時，若光伏消納以20%計，相當(dāng)于200億千瓦時用電量，大約相當(dāng)于17吉瓦光伏裝機規(guī)模。

2017年，全社會用電量63077億千瓦時。以光伏在其中占10-20%粗略測算，可消納500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若僅考慮其中位于110千伏及以下變電設(shè)施供電的部分約60%，總量約3.6萬億千瓦，光伏總裝機量也在300吉瓦以上。目前，我國的光伏裝機量僅為130吉瓦。因此，中國目前的光伏建設(shè)并不欠缺消納能力。

以省為單位分析就近建設(shè)還是遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠的，還需要進一步分析出省內(nèi)用電量高的城市，再進一步分析用電量高的工業(yè)園區(qū)，從而制定就近建設(shè)光伏的優(yōu)先順序。這些負(fù)荷密集地區(qū)，不可能像在中國西北地區(qū)利用戈壁和荒漠建設(shè)大規(guī)模的光伏電站，而需要充分利用工業(yè)園區(qū)和城市的建設(shè)用地建設(shè)分布式光伏。

以銷定產(chǎn)

中國國土面積上的太陽能資源遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過當(dāng)前的用能需求，中國國土面積的1%如果安裝上光伏，所發(fā)的電就能達到中國目前的全部用電量，因此光伏盲目發(fā)展就會導(dǎo)致過剩。光伏建設(shè)不可能無限制擴張，必須遵循“以銷定產(chǎn)”的原則。

從建設(shè)的角度而言，光伏的建設(shè)規(guī)模應(yīng)當(dāng)保持在周邊電網(wǎng)的消納能力之內(nèi)，超過消納能力的光伏就不應(yīng)該建太多。針對現(xiàn)階段的情況，1901號文件提出了兩個衡量標(biāo)準(zhǔn)，標(biāo)準(zhǔn)一是分布式電源饋入配電網(wǎng)的功率不能向110千伏以上傳送。標(biāo)準(zhǔn)二是分布式發(fā)電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負(fù)荷。

筆者認(rèn)為，標(biāo)準(zhǔn)二的優(yōu)點是容易識別，只要把上年的平均用電負(fù)荷調(diào)出來，就可以確定分布式發(fā)電的最大功率。標(biāo)準(zhǔn)一更科學(xué)，也更嚴(yán)格。但難點在于實時數(shù)據(jù)調(diào)用比較困難。根據(jù)這兩個標(biāo)準(zhǔn)，可以仔細(xì)核算出某區(qū)域的分布式光伏消納能力，從而核算出該地區(qū)適宜的光伏建設(shè)規(guī)模。區(qū)域的用電量、變電站等輸配電設(shè)施是動態(tài)發(fā)展的，因而適宜的光伏建設(shè)規(guī)模也是在動態(tài)變化的。

從運營的角度，有些時段如果沒有用戶購買，或者說無法消納，這些時段的光伏就沒有必要發(fā)出來。這在光伏發(fā)電規(guī)模已經(jīng)超過區(qū)域最小負(fù)荷的情況下有必要考慮。例如，某工業(yè)園區(qū)的光伏發(fā)電規(guī)模已經(jīng)達到了當(dāng)?shù)刂形绲淖畲笥秒娨?guī)模，而在春節(jié)假期，工廠放假，生產(chǎn)用電負(fù)荷大幅下降，園區(qū)的分布式光伏發(fā)電功率遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過園區(qū)用電負(fù)荷，出現(xiàn)光伏發(fā)電越過220千伏變電站向外送的情況，此時，安全風(fēng)險、輸電成本大幅上升。從系統(tǒng)最優(yōu)的角度考慮，這些時間的光伏有必要利用智能棄光技術(shù)，主動停發(fā)，確保以銷定產(chǎn)。明顯加大電網(wǎng)安全風(fēng)險的光伏應(yīng)少發(fā)或不發(fā)，不具經(jīng)濟性(在當(dāng)前考慮補貼情況下)的光伏不應(yīng)發(fā)。

市場交易

分布式光伏因其碎片化的存在形態(tài)，以及靠近用電負(fù)荷的特點，使得“市場交易”必然成為分布式光伏大規(guī)模發(fā)展的關(guān)鍵制度支撐。

2015年11月發(fā)布的電改配套文件中明確了分布式光伏在電力市場中的優(yōu)先發(fā)電權(quán)和交易主體地位。2016年2月份，國家發(fā)改委、能源局、工信部聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于推進“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源發(fā)展的指導(dǎo)意見》提出了微平衡市場交易：建立基于互聯(lián)網(wǎng)的微平衡市場交易體系，鼓勵個人、家庭、分布式能源等小微用戶靈活自主地參與能源市場。鼓勵企業(yè)、居民用戶與分布式資源、電力負(fù)荷資源、儲能資源之間通過微平衡市場進行局部自主交易，通過實時交易引導(dǎo)能源的生產(chǎn)消費行為，實現(xiàn)分布式能源生產(chǎn)、消費一體化。

2016年6月底發(fā)布的國能科技[2016]200號《國家能源局關(guān)于組織實施“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源(能源互聯(lián)網(wǎng))示范項目的通知》，設(shè)計了“基于綠色用能靈活交易的能源互聯(lián)網(wǎng)試點示范”。

輸配電價是市場交易的重要基礎(chǔ)。配電價格的政策則為分布式光伏市場交易掃清了政策障礙。電改配套文件《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務(wù)管理辦法》中明確增量配電區(qū)域在配電價格核定前，“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡(luò)輸配電價執(zhí)行。”

這一定價原則被1901號文件借鑒，并表述為過網(wǎng)費，并進一步明確了過網(wǎng)費的計算依據(jù)是分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離。文件明確，分布式發(fā)電市場化交易試點項目中，“過網(wǎng)費”由所在省(區(qū)、市)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關(guān)規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案。“過網(wǎng)費”核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應(yīng)的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡(luò)輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。這個計算方法明確了在配電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏項目如果就近消納的話，就不用分?jǐn)偢邏狠旊娋€路的輸電成本原則。

以北京為例，根據(jù)2017-2019年北京電網(wǎng)輸配電價表測算可知，如果光伏110千伏并網(wǎng)，用戶為10千伏用戶，則一般工商業(yè)的過網(wǎng)費為0.071元，大工業(yè)的過網(wǎng)費為0.0448元。如果光伏35千伏并網(wǎng)，用戶為10千伏用戶，則一般工商業(yè)的過網(wǎng)費為0.0242元，大工業(yè)用戶的過網(wǎng)費為0.0205元。

分布式光伏的交易雙方將就價格進行市場化磋商，其基準(zhǔn)價格當(dāng)然是目前的目錄電價。在目錄電價的基礎(chǔ)上扣減三方面內(nèi)容，一是過網(wǎng)費，二是按國家有關(guān)規(guī)定繳納的政府性基金及附加，三是光伏發(fā)電單位對購電單位的優(yōu)惠。

而對于價格，以下因素會有影響：1、用戶如果有購買綠電的強烈意愿，則愿意付出較高的電價。2、大用戶直購電電價或電力交易價格會對光伏的交易價格產(chǎn)生影響。3、未來現(xiàn)貨市場模式下，中午光伏的電價有較大降低的可能性。