中国储能网讯：进入“十四五”时期后，新能源迎来了全速发展的新周期，光伏电站的投资进入了白热化阶段。分布式光伏也已成为支撑我国大力发展光伏产业，落实“双碳”目标的重要力量。
据国家能源局数据显示，2023年前三季度，我国光伏新增装机128.93吉瓦，集中式光伏新增装机61.794吉瓦，分布式光伏新增装机67.141吉瓦，分布式光伏新增装机超过了集中式光伏装机。
激增的分布式光伏装机量带来一系列问题和挑战。部分地区分布式光伏规模的快速增加，对电力平衡和电力市场价格带来了较大的影响，接网消纳、安全运营、投资收益等方面的问题也逐渐显现。
并网掣肘 多措并举度危机
分布式光伏通常是利用分散式资源，采用光伏组件将太阳能直接转换为电能，是具有装机规模较小、布置在用户附近等特点的一种发电系统，应用最为广泛的是建在城市建筑物屋顶的光伏发电项目。它一般接入低于35千伏或更低电压等级的公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。如果没有公共电网支撑，分布式光伏系统就无法保证用户的用电可靠性和用电质量。
目前，我国光伏发电装机和并网处于爆发式增长阶段，分布式光伏高比例接入配电网引起的电压越限等问题，严重限制了配电网接纳光伏的能力，使得电网消纳能力严重告急，已有多地发布了分布式光伏接网预警。
为了应对日益严峻的分布式光伏并网消纳等问题，多地陆续出台暂停或暂缓分布式光伏备案并网、参与调峰、分布式配置储能等措施来减缓这一冲击。在接网容量报警、可开放容量不足的情况下，分布式光伏配储似乎成了一根救命稻草。
面对分布式光伏接入难题，电网企业应加强配电网升级改造，提升配电容量；各市场开发主体、研究机构可以参考分布式光伏接入电网承载力提升措施评估试点的工作内容，配合电网企业加强分布式智能电网建设，有效提高配电网接入分布式光伏的能力；对超过电网企业保障性并网规模以外的新增装机，可配建或购买储能和调峰能力。
除了进行配电网改造外，扩大消纳范围是最快的解决方案。通过提高电压等级，将现有380伏电压等级消纳扩大到10千伏的电压等级范围；还可以把所有户用光伏发的电汇集起来，自行建设集电线路，为集中汇流单独建设升压变压器，把它当成一个真正的工商业分布式电站。同时探索“集中汇流+储能”的方案，即将一个区域户用光伏升压到10千伏电压等级消纳，并在台区配置共享储能，这将在一定程度上解决低压端承载力不足的问题。随着光伏组件价格的下降，也完全可以抵消这种方式造成成本的增加。
储能作为电网柔性调节的重要手段，具有灵活、省心的优势。分布式光伏发展储能的初衷是解决消纳问题。户用分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备里，从而解决了变压器容量不足的问题，相当于实现了对变压器的扩容功能。储能设备的前期投资成本均来自于户用光伏的终端利润抽成，可以理解为“成本转移”，不影响光伏投资收益率，这样不仅能够解决单个电源侧的问题，而且具有较高的经济性。“分布式台区配储”是目前最合理、最应推广的方式，既可以解决光伏出力与负荷不匹配的问题，又满足了电网的要求；既增加了新能源的装机量，又带动了储能的出货量。
电价冲击 审时度势抓契机
随着光伏发电的快速增长，电力系统供应侧结构性矛盾突出；光伏日间大发，电力无法储存，导致出现消纳难题，进一步加剧了电力系统供需的时段性矛盾。分时电价的产生是为了促进新能源消纳、促进电力系统向新能源转型。拉大峰谷价差，可以引导工商业用电企业尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，促进白天多生产、多用电，有利于新能源消纳，上网电价会有所下降，消纳电量也会显著增加，相当于“以电价换消纳”，光伏企业整体收益保持稳定，也可减少光伏装机容量快速增长给电网带来的冲击。
分时电价对分布式光伏的影响
工商业分布式光伏电站收益受损、开发受阻。峰谷时段的重新划分，进一步拉大峰谷价差，不少地区会出现“鸭子曲线”，使得电力市场出现“地板价”的频次与时长双双剧增，受到冲击最大的是那些分散的太阳能电池。中午时段是太阳光辐照度最好的时候，也是光伏电站发电最高的时候。如果在这个时间段执行低谷电价，会导致工商业光伏电站收益下降，不仅影响分布式光伏的盈利能力，拉长投资回收期，在一定程度上也会抑制工商业分布式光伏的建设和投资热情。
由于目录电价取消叠加现货交易，导致能源管理协议中的固定电价更加难以确定，电价的不确定性，意味着项目收益率无法测算，进一步导致项目债权融资困难，影响项目的经济性和开发建设。
工商业分布式光伏电站违约风险加大。工商业分布式光伏电站一般采用“自发自用、余电上网”模式，上网电量与电网直接按照燃煤标杆电价结算，收益暂时不会受到大的影响，但自发自用部分需要与用户侧结算，签订的原高电价能源管理协议可能难以顺利履约。
在电力市场化改革推进过程中，现货市场价格向用户侧有效传导势在必行，光伏大发时段产生的“价格踩踏”将影响用户侧价格。光伏发电的大部分时间成为低谷时段，部分时段更是调整为深谷时段，谷段的购电价格部分若按30%计算，深谷仅按10%计算，调整之后叠加输配电价，深谷时段用户侧结算电价能维持在0.3元/千瓦时，但与以前普遍在0.6元/千瓦时左右的合同电价相比，综合收益下降将近40%，导致工商业分布式光伏违约风险增加。
分布式光伏如何应对分时电价
随着分布式光伏渗透率进一步提高，分时电价政策将陆续在全国范围内展开。建议分布式光伏企业最好由波动电价打折模式转变为约定固定电价，并积极参与绿证、绿电交易，拓宽收益空间。此外，还可以改变光伏电站安装朝向，由以往的南北朝向改为东西朝向，保证中午时段发电量低、早晚发电量高，以弥补部分电价损失。
工商业储能是用户侧的典型应用。在分布式光储项目中，分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，可有效减少实际用电费用，同时还可通过峰谷价差套利，在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电，供给工商业用户。2023年，电网代理购电电价的峰谷价差明显增大，工商业储能市场前景变得更加广阔。据了解，目前全国有十多个省市尖峰-谷时价差超过0.7元/千瓦时。在当前分时电价机制下，全国分时电价时段划分为尖峰、高峰、平段、低谷、深谷5个时段，有些地区每天设置了两个高峰段，可实现两充两放，既能提升储能系统利用率，也缩短了工商业储能系统的成本回收周期。
随着电力现货市场的推进，对峰谷时段与上下浮动比例定期调整将成为常态，分布式光伏的价格风险将显著增加。光伏成本的持续降低（目前，光伏发电成本已下降到0.2元/千瓦时以下），分布式光伏企业的利润空间虽有所压缩但是还比较合理（按同期电价8折计算，午间调整低谷电价政策后，平段的度电利润在0.352元以上，谷段的度电利润在0.136元以上）；从长期来看，分布式光伏上网价格将回归合理区间。不断健全并完善电力价格的市场化形成机制，由“现货实时电价”替代“分时电价”，是在更长时期内的“大势所趋”。
分布式光伏企业需用好这张“阳光存折”，加强对政策的研究理解，审时度势、理性投资；同时也需要随行就市，把降本增效作为持续努力的目标，寻找更适合市场发展的商业模式。
谋篇布局 有序发展
分布式光伏是我国重要的战略新兴产业，大力推进及应用对优化能源结构、改善生态环境、转变城乡用能方式具有重大意义，是削减电力尖峰负荷、节约优化配电网投资、引导居民最终实现高效绿色能源消费的重要举措。为推动分布式光伏发电向着更加健康、稳定和可持续的方向发展，可以从以下四个方面进行规划和指导：
优化规划布局，分类推进建设
建立光伏发电项目资源库，明确分布式光伏建设规模、装机布局和开发时序。
优先推进工商业屋顶分布式光伏电站建设，鼓励企业提高自发自用电量比例。各级地方政府牵头，利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施等公共建筑规划建设分布式光伏电站；各类产业园区要加大统筹力度，积极采取有效措施，加快园区内分布式光伏建设。
全力支持户用自然人光伏电站建设。鼓励居民建设户用自然人光伏电站，电网企业要全力保障项目接入和消纳，做好“一站式”服务，简化程序办理相关并网手续，并提供并网咨询、电能表安装、并网调试及验收等服务。
有序推进户用非自然人光伏电站建设。在可开放容量不足时，电网企业应优先保障户用自然人电站接入，暂缓受理户用非自然人光伏电站建设。
科学合理配储，鼓励就近消纳
如果说大电网是电力输送的大动脉，那么分布式光伏连接的是能源输送的毛细血管。我们既需要保证大动脉的安全稳定，更要让毛细血管畅通无阻。通过科学合理规划储能设施建设，提高分布式光伏接入承载力，解决分布式光伏消纳问题。分布式光伏配储可以克服光伏发电的间歇性和波动性，平衡光伏电站出力，白天充电夜间放电；同时，在光伏白天大发时，储能作为用电负荷，可以调节电力富余与短缺，降低电网设备运行压力，提升电网供电可靠性。
为提高能源利用效率，应鼓励分布式光伏尽量就近消纳，不仅会提升分布式光伏发电效益，减小公共电网运行压力，也将使得电源建设和电量消费结构更趋合理和完善。
健全运维制度，加强并网管理
建立健全运行管理规章制度，按相关技术标准、工程规范和管理办法要求运行分布式光伏电站，鼓励户用自然人光伏电站委托第三方专业机构统一运维。坚持以提升光伏发电效率为核心，全面落实运维管理规定，加强分布式光伏电站设备维护力度，对逆变器的电流、电压、发电功率、发电量等数据进行比对，分析日利用时间，及时处理问题数据，对达不到有效发电要求的光伏板组进行现场核查；根据天气及设备运行实际情况，开展光伏组件表面的灰尘和杂物清除工作，保证光伏组件的透光率和发电效率，保障光伏系统在科学、规范、安全的前提下，高质量、长周期、稳定运行。
分布式光伏应按规定纳入电网调度机构统一管理，参与电网运行调整，并在条件成熟时进入电力市场。电网企业应定期对分布式光伏并网运行情况进行检查、加强并网管理，对无保护运行、擅自留有远方控制接口、电站运行管理规章制度缺失等安全隐患问题，要求项目业主和相关单位限期整改，拒不整改的可依规解网或对上网电量不予结算。电网企业要积极开展区域分布式光伏承载力评估和可接入容量测算，并按季度报市（州）发展改革委、能源局后向社会公开。
建立需求响应机制，“政网源”协同促发展
对于电力市场来说，建立需求响应机制非常重要。只有用户侧真正参与电力市场，才能限制价格上涨、提高电网运行的可靠性、保证市场供求平衡。电力现货市场可以通过实时电价信号引导发电企业主动调峰，并为实施需求响应奠定机制基础，统筹全网调节资源，有效促进可再生能源消纳，减少弃风弃光。
深化“政网源”协同机制，政府端、市场端、供应端多管齐下，及时协调解决过程问题，合力推动分布式光伏有序发展。政府部门和企业共同努力，加强对分布式光伏产业的政策支持和引导，在保持市场竞争活力的同时，关注行业风险，引导企业合理调整发展策略，避免盲目扩张、回归理性。加强顶层设计，推动能源主管部门、电网部门和当地用电大户联动发展，有规划、有执行、有监督、有服务，形成三位一体的光伏发展综合体，对促进光伏行业的健康发展，提升电网的光伏接纳能力，保障电力系统安全稳定运行等方面起到积极地促进作用。
2024年是 “十四五”时期构建新型能源体系和稳妥推进碳达峰、碳中和战略落地的关键之年。作为新增装机、新增发电主体的光伏市场地位不言而喻，分布式光伏的出力更是不可或缺。
未来的分布式光伏发电技术将是以智能化和控制网络化的协同为发展方向，通过与智能配电网的衔接，实现广义智能配电网的大发展。研究和推广“分布式光伏+储能”及微网系统的接入与协调控制技术，在提高电网可靠性和提升电力系统整体运行效率方面将取得较大的综合效益；通过深入分析其对电网负荷特性及生产运行带来的影响，正确引导、逐步扩大“分布式光伏+储能”及微网在配电网中的应用规模，提高协调控制能力、改善系统的峰谷特性，使其成为未来大型电网的有力补充和有效支撑。
