分布式光伏呼吁政策支撑

分布式光伏的比重未来还将持续增长，并将成为光伏的主体发展形式，而其不仅需要先进的光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。

2017年是中国光伏产业高歌猛进的一年，光伏总装机高达53吉瓦，不但是中国历史上光伏装机规模最高的一年，并且超过曾经的光伏装机第一大国德国过去20多年的光伏装机总量。光伏的快速发展使其成为中国能源革命主力军的前景越来越明朗。

2015年4月，国家发展和改革委员会能源研究所发布的“中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究”报告预测，2050年太阳能发电装机容量可能达到27亿千瓦，以地面光伏电站为主，分布式屋顶光伏约可达到2.6亿千瓦，仅占全部光伏装机量的10%左右。

上述报告明显低估了分布式光伏的潜力。2017年分布式光伏装机量高达19吉瓦，在总装机量的比重高达36%，已远远高于该报告所预测的比重。

分布式光伏的比重未来还将持续增长，并将成为光伏的主体发展形式，而分布式光伏获得快速持续发展不仅需要先进光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。而笔者认为，这一政策支撑体系的核心可以概括为16个字：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴。

就近建设

“就近建设”不同于以往常说的“就近消纳”。

“就近消纳”一词在国家能源局的文件中曾出现在2015年的发改办运行〔2015〕2554号文件《开展可再生能源就近消纳试点的通知》中，该文件明确在“可再生能源富集的甘肃省、内蒙古自治区率先开展可再生能源就近消纳试点，为其他地区积累经验，是努力解决当前严重弃风、弃光现象的大胆探索”。新疆和吉林也依据此文件很快制订了可再生能源就近消纳的行动方案。

这些地区已经建设了大量的光伏，以及风电，出现了大量弃风弃光的问题，如果就近消纳呢？文件提出的措施包括：1、鼓励可再生能源供热以及实施电能替代，扩大电力消费。2、鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器,实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力。3、积极承接东部产业转移。4、积极加强输电通道和配电网建设,促进可再生能源外送，扩大消纳范围。

但就近消纳的潜力远远跟不上光伏风电发展的规模，关键是因为这些地区总用电量和用能规模较低。以内蒙古北部某地区的风电光伏就近消纳案例来说。某县区域内用电量约2亿多千瓦时，规划的风电光伏的发电量合计约7亿千瓦时，虽然当地设计了推广各种电能替代技术，全面推广电供热，建设电解水制氢装置，再加上招商引资等举措，仍然无法消纳掉这7亿度风电光伏，还要指望通过特高压外送。

这类地区风电光伏过剩以及弃风弃光现象的出现有一定的必然性，因为这类光伏没有遵循就近建设的原则。

就近建设是指在用电负荷集中地区建设光伏，优先指广东、江苏、浙江、山东、北京、上海、天津等经济发达省市。例如，全国用电量最高的省份是广东省，2016年全社会用电量5610.13亿千瓦时。广东省依托现有的配电网，在现有电量中消纳10%的光伏，即560亿千瓦时电量，技术上困难很容易解决。560亿电量对应约50吉瓦的光伏装机量。如果按20%的消纳能力测算，则对应约100吉瓦的光伏装机量。北京市的全社会用电量约1000亿千瓦时，若光伏消纳以20%计，相当于200亿千瓦时用电量，大约相当于17吉瓦光伏装机规模。

2017年，全社会用电量63077亿千瓦时。以光伏在其中占10-20%粗略测算，可消纳500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若仅考虑其中位于110千伏及以下变电设施供电的部分约60%，总量约3.6万亿千瓦，光伏总装机量也在300吉瓦以上。目前，我国的光伏装机量仅为130吉瓦。因此，中国目前的光伏建设并不欠缺消纳能力。

以省为单位分析就近建设还是远远不够的，还需要进一步分析出省内用电量高的城市，再进一步分析用电量高的工业园区，从而制定就近建设光伏的优先顺序。这些负荷密集地区，不可能像在中国西北地区利用戈壁和荒漠建设大规模的光伏电站，而需要充分利用工业园区和城市的建设用地建设分布式光伏。

以销定产

中国国土面积上的太阳能资源远远超过当前的用能需求，中国国土面积的1%如果安装上光伏，所发的电就能达到中国目前的全部用电量，因此光伏盲目发展就会导致过剩。光伏建设不可能无限制扩张，必须遵循“以销定产”的原则。

从建设的角度而言，光伏的建设规模应当保持在周边电网的消纳能力之内，超过消纳能力的光伏就不应该建太多。针对现阶段的情况，1901号文件提出了两个衡量标准，标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷。

笔者认为，标准二的优点是容易识别，只要把上年的平均用电负荷调出来，就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学，也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难。根据这两个标准，可以仔细核算出某区域的分布式光伏消纳能力，从而核算出该地区适宜的光伏建设规模。区域的用电量、变电站等输配电设施是动态发展的，因而适宜的光伏建设规模也是在动态变化的。

从运营的角度，有些时段如果没有用户购买，或者说无法消纳，这些时段的光伏就没有必要发出来。这在光伏发电规模已经超过区域最小负荷的情况下有必要考虑。例如，某工业园区的光伏发电规模已经达到了当地中午的最大用电规模，而在春节假期，工厂放假，生产用电负荷大幅下降，园区的分布式光伏发电功率远远超过园区用电负荷，出现光伏发电越过220千伏变电站向外送的情况，此时，安全风险、输电成本大幅上升。从系统最优的角度考虑，这些时间的光伏有必要利用智能弃光技术，主动停发，确保以销定产。明显加大电网安全风险的光伏应少发或不发，不具经济性（在当前考虑补贴情况下）的光伏不应发。

市场交易

分布式光伏因其碎片化的存在形态，以及靠近用电负荷的特点，使得“市场交易”必然成为分布式光伏大规模发展的关键制度支撑。

2015年11月发布的电改配套文件中明确了分布式光伏在电力市场中的优先发电权和交易主体地位。2016年2月份，国家发改委、能源局、工信部联合发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》提出了微平衡市场交易：建立基于互联网的微平衡市场交易体系，鼓励个人、家庭、分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场。鼓励企业、居民用户与分布式资源、电力负荷资源、储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易，通过实时交易引导能源的生产消费行为，实现分布式能源生产、消费一体化。

2016年6月底发布的国能科技[2016]200号《国家能源局关于组织实施“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目的通知》，设计了“基于绿色用能灵活交易的能源互联网试点示范”。

输配电价是市场交易的重要基础。配电价格的政策则为分布式光伏市场交易扫清了政策障碍。电改配套文件《有序放开配电网业务管理办法》中明确增量配电区域在配电价格核定前，“暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。”

这一定价原则被1901号文件借鉴，并表述为过网费，并进一步明确了过网费的计算依据是分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。文件明确，分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省（区、市）价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。这个计算方法明确了在配电网并网的光伏项目如果就近消纳的话，就不用分摊高压输电线路的输电成本原则。

以北京为例，根据2017-2019年北京电网输配电价表测算可知，如果光伏110千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.071元，大工业的过网费为0.0448元。如果光伏35千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.0242元，大工业用户的过网费为0.0205元。

分布式光伏的交易双方将就价格进行市场化磋商，其基准价格当然是目前的目录电价。在目录电价的基础上扣减三方面内容，一是过网费，二是按国家有关规定缴纳的政府性基金及附加，三是光伏发电单位对购电单位的优惠。

而对于价格，以下因素会有影响：1、用户如果有购买绿电的强烈意愿，则愿意付出较高的电价。2、大用户直购电电价或电力交易价格会对光伏的交易价格产生影响。3、未来现货市场模式下，中午光伏的电价有较大降低的可能性。

在市场交易模式下，用户可以与光伏售电方签订长达20年的购电协议，也可能只签一至三年，合同到期后，再续约或另行寻找用户签订购电协议。