政策明显转向，分布式光伏直面“成长的烦恼”|限电_新浪财经

文｜华夏能源网

2023下半年、2024上半年，两件看似孤立的事件，正在重塑分布式光伏的未来：

一是分布式大省河南铺天盖地而来的午间限电举措；二是另一分布式大省山东欲说还休、举棋难定的分布式入市交易新规。

河南为什么要对分布式光伏限电？山东为什么要将6兆瓦以上分布式光伏的余电上网推向现货市场？

底层原因只有一个：那就是现有的电力系统一时还难以承接分布式光伏迅猛增长的装机。

众所周知，从2021年“整县推进”政策推出以来，分布式光伏之所以在短短三、四年内爆发式增长，装机迅速突破了2.8亿千瓦，其中一大原因就是政策“呵护”。如今，分布式光伏既要保发展，又要促消纳，各地政策已经悄然“转向”。

近日，河南、山东、陕西、江苏、安徽、江西等地接连出台政策，对新老分布式光伏项目进行规制，齐刷刷提到分布式光伏新老项目都要实现“四可”，即“可观、可测、可调、可控”。

翻译一下：“可观、可测”是电网要随时能知道分布式光伏的“发电曲线”，知道你在什么时点上能发多少电；“可观、可测”的目的是“可调、可控”，即分布式光伏大发时候要限电、分布式光伏弱发时候要调配其他资源来顶峰。

此外，上述六省还不约而同提到分布式光伏要参与调峰，并且有的还提到了分布式光伏要参与“辅助服务费用”的分摊。

面对形势逼人的消纳问题，分布式光伏面临着难办的“成长的烦恼”。分布式光伏的前途命运会如何？

政策“转向”明显

分布式光伏发展进入新阶段后，新的矛盾出现了。

光伏利用率低的问题，最先发轫于风光大基地。2023年下半年以来，在拥有逾2200万千瓦光伏、近1000万千瓦风电的青海省，中午高峰时段已经要求新能源场站停止发电三到四个小时。

很快，这股“弃光限电”风就吹倒了中东部分布式。2024年2月，河南漯河地区光伏用户接电网通知，要求10：00-16:00停发，限电6个小时。在拥有4000万千瓦光伏装机的河南，漯河的分布式光伏限电并非孤例，在此前后，新安县、商丘县等多地都出现了分布式光伏中午限电5-7小时不等的情况。

从发电数据也能看到河南省分布式光伏弃光限电的情势有多重。2024年1-5月，河南光伏发电25.38亿千瓦时，同比去年下跌了7.2%。一边是光伏装机迅速增长，一边却是光伏发电量下降，弃光有点痛。

类似境遇，其实也不止一个河南省。所以才有了前述六省发布分布式光伏新规，且齐刷刷指向了新老分布式光伏项目“可调可控”，主要内容是要参与调峰。

那么，分布式光伏参与调峰意味着什么？比如在用电晚高峰，光伏“下班休息”了，系统缺电，煤电火力全开顶上来，这就是煤电在调峰，调峰就有丰厚收入。光伏怎么参与调峰？中午光伏大发，超过了用电需求，于是光伏电站接电网通知停机限发，这就是光伏调峰。

煤电顶峰调峰有丰厚收入，光伏停机调峰没有收入，光伏利用率要下降。未来伴随着全国范围内光伏装机的快速攀升，包括分布式光伏在内的光伏项目都面临着严峻的利用率整体下降的问题。

当然，分布式光伏参与调峰也并非只有弃光停发一途。上述六省的新规中还提到了分布式光伏配备储能。

比如，陕西省文件“鼓励投资主体及工商业用户等通过自愿配置储能等方式提高屋顶分布式光伏消纳比例、减少上送电量”。工商业光伏项目配储，增加自发自用比例，这就减轻了上网消纳的压力。但是，配储对户用光伏来说还是过于奢侈了，户用光伏的电价收入模型还无法支撑配储。

又如，江苏省要求不具备“四可”（“可观、可测、可调、可控”）和调峰能力的项目，“需通过配置新型储能等调峰能力的方式，公平承担电网调峰责任”。此外，江苏还明确，分布式光伏如果无法响应电网调度去参与调峰，就“要承担辅助服务费用”。

要求分布式光伏调峰以及配备储能，确实是影响到了项目利用率以及建设运营成本，但为了支持分布式光伏的持续上量增长，地方只能在发展与消纳之间权衡。例如，江苏省文件就提出，到2025年分布式光伏接网能力将扩容至50GW以上，到2030年将不低于80GW。为了实现装机增长，江苏提出：当新建项目遭遇接网困难时，只要“自愿承诺接受较低的利用率”，也可安排接网，接网后按照较低利用率接受电网调度运行。

总结来看，光伏装机增长带来的利用率下降已是普遍性问题，为了平衡发展与消纳，只能容忍利用率的下行，以换取更大的装机增长。当然，各地也在加强配备储能以及持续进行电网建设、改造。

但根本上，解决消纳难是个慢功夫。在这一过程中，分布式光伏利用率的持续下滑恐大势难挽。

曾经的“伊甸园”

几年前，分布式光伏曾经度过了短暂的美好时光。那时候，尽管针对光伏的电价补贴已经在逐渐退坡，但是，由于光电转换效率的大幅提升，光伏度电成本是在下降的。叠加政府政策的百般呵护，分布式光伏的日子还不错。

那么，在政策“襁褓”中的分布式光伏，都受到了哪些优待呢？

除了发展初期必不可少的电价补贴，呵护首先体现在针对分布式光伏余电上网的“全额保障性收购”。在当时，分布式光伏是“皇帝的女儿不愁嫁”，绝对没有弃光弃电这么一说，利用率百分之百。

依照国际经验，当新能源电量的系统占比持续升高，尤其是升至15%这一关口之后，新能源电量每提高一个百分点，都会对电力系统消纳新能源的能力带来极大挑战，系统消纳成本也将大幅攀升。2023年，中国风光新能源电量占比已经达到了15.8%，弃光弃电问题不可避免地严峻起来。

在襁褓之中，分布式光伏还是个免试入学、免收学费、免收食宿费的“三免学生”。没有负担，一身轻松。

比如“过网费”。火电、水电、核电还是风光电，跑在输配电网上就都要缴纳“过网费”。分布式光伏此前获得的优待，是过网费标准很低。“隔墙售电”的时候不用缴纳上一级电压等级的输电价格。往往是过网费每度电仅有1.5分到5分，如在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。

在同档情况下，电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。

不用分摊电力系统交叉补贴的费用，不用分摊政府性基金及附加，分布式光伏就省出来1毛钱左右的度电成本，这可是真金白银的实惠。同等条件下，莫说火电没这个待遇，就是集中式光伏也没有这个待遇。

再比如，在“伊甸园”里，分布式光伏也不用分摊辅助服务费用（包括调频、备用（调峰）、调压、调相等项费用）——风电场、光伏电站以及储能设施大比例接入电网，由于新能源有随机性、间歇性、波动性，对电网稳定性带来巨大冲击，造成频率紊乱、电压紊乱，而稳定电网是要有系统成本和费用的。目前，分布式光伏是不承担这一成本的。

此外，电网建设与升级的成本，分布式光伏暂时不承担。

目前，在我国电网运行中，煤电扮演了灵活性支撑电源的角色，成了发电随机、波动的风光电的“保姆”。新能源发不出电来的时候，要由电网组织其他电源发电送电来“兜底”，这当中甚至不乏跨区域远距离输电送电。

本来，如果在配电网区域内分布式光伏能够自行调节，那么大电网就无需搞那么多的电网建设了，但是系统兜底和备用之后，大电网建设还面临不低的系统备用费用。这些费用，都是由电网系统自行承担的。

严酷的“成人礼”

分布式光伏能够永远全额保障性消纳、永远做一个“三免学生”吗？

答案当然是不可能。保障性政策扶持，是特定发展阶段的必然之举，当风、光发电越来越担当“主力角色”之后，装机量开始“质变”，分布式光伏的“成人礼”也就到来了。

成长是要付出代价的。第一个代价，即告别“计划性全额保障消纳”时代。其实，先于分布式光伏，西北集中式光伏早已不是全额保障消纳，已经先行一步市场化消纳了。

比如蒙西的风电光伏大项目，其保量保价的保障性消纳仅有200小时，剩余的1000多小时甚至2000多小时都要走市场化消纳。再比如甘肃，截至今年6月底，甘肃省新能源装机量达到了5699万千瓦，除了少量的扶贫项目，参与市场交易的新能源项目已经高达86%。

未来分布式进入市场化消纳的规则是，新能源报量报价参与市场化消纳，未中标电量不计入弃风弃光率。也就是说，参与市场化消纳之后，新能源利用率是难免要下滑的。

中东部地区的集中式光伏，是否入市目前是“自愿”原则。分布式光伏消纳，日前，山东已经出台了新规，虽然还仅仅是“征求意见稿”，但是已经明确要“新老划断”，新并网的6兆瓦以上的分布式光伏如果参与现货市场，其电价要参照已经入市的集中式光伏。

第二个代价，是要承担起系统运行的成本。

前述六省最新文件，强调“可观、可测、可调、可控”，其实就是对这一大变局的敏锐捕捉与政策确认。