为推进实现碳达峰、碳中和，我国明确了“十四五”风光等新能源跃升发展、风光发电量倍增等目标以及集中式和分布式风光并举的发展路径，分布式光伏发展进入到新阶段。但部分地区在大规模、较高比例发展分布式光伏后已面临进一步持续发展的挑战，需审视发展路径和方式，根据发展阶段和特点，调整开发和商业模式，完善机制和政策措施。


《“十四五”可再生能源发展规划》明确我国分布式光伏发展应着力推进工业园区、经济开发区、公共建筑等屋顶光伏开发行动，推进光伏建筑一体化开发，实施千家万户“沐光行动”，积极推进整县（区）屋顶分布式光伏，建设光伏新村。分布式光伏市场规模迅速增加，发展质量不断提升。

装机规模扩大。截至2023年8月底，全国分布式光伏累计装机超过2亿千瓦，达到2.16亿千瓦，在全部光伏发电装机中占比43%，在全部电源装机中占比8%。装机增量方面，2021年、2022年、2023年上半年，全国分布式光伏新增装机分别为2928、5111、4096万千瓦，在同期全部光伏发电新增装机中占比达到53%、58%、52%，分布式光伏成为“十四五”前半期新增光伏发电装机主力。

发展质量提升。2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小时数分别为1029、1079、553小时，较“十三五”年均850小时呈现逐年显著增加态势，这是分布式光伏产品制造、开发建设水平、运行效率质量提升的综合体现。2023年上半年，分布式光伏发电量超过1000亿千瓦时，在全部光伏发电量中占比38%，在电力负荷区就地就近供电方面发挥了越来越大的作用。

经济和社会效益显著。近一年来随着光伏产业链各环节供求关系改变，分布式光伏在大部分地区可实现低价上网，部分工商业分布式光伏项目有一定的自发自用比例，经济效益更佳，户用光伏无论是自建自营还是屋顶租赁模式，居民都可获得相应收益。分布式光伏量大面广的特点，使其应用惠及了数量众多的中小项目开发和用电企业、建筑屋顶业主以及民众尤其是农村居民。

发展潜力大。过去几年我国分布式光伏市场地域集中，截至2022年底累计装机排名前五省份的装机均超过1500万千瓦，占总量比例64%，排名前十的省份占总量比例达到85%。尤其是户用光伏集中度更高，山东、河北、河南三个省份截至2022年底户用光伏装机达到4766万千瓦，在全国占比65%。2023年上半年户用光伏市场同比增长141%，分布呈现南移态势，显示了全国范围内分布式光伏未来还有很大的发展空间。


分布式光伏主要包括户用光伏和工商业分布式光伏两部分。2022年开始户用光伏进入平价上网阶段，在整县试点等带动下，户用光伏应用推广迅速。考虑屋顶可利用性和产权，我国户用光伏主要集中在农村地区，形成了业主投资（全款购买或银行贷款）、融资租赁、合作共建（开发企业统一投资和集中开发，居民用户获得屋顶租金）等开发和商业模式，其中合作共建模式应用最为普遍，根据系统规模和不同地区租金水平，农户通过屋顶租赁每年可获得1500~3000元的稳定收益。

并网消纳是近期户用光伏进一步发展面临的越来越严峻的挑战，尤其是在渗透率较高地区，一方面配电侧可接入容量有限，特别是农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题，近一年来在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载能力已达到饱和，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，暂停了380伏侧的并网申请，待扩容后再开放，这也是2023年户用光伏市场南移的主要原因。另一方面，户用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发电量从380伏逐级升压甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，与就近就地消纳初衷不符，从系统角度看也降低了经济性。

针对上述问题，建议依据各地电力系统、新能源和户用光伏发展阶段和特点，与时俱进地完善户用光伏政策，调整开发和商业模式。具体来说，一是地方政府做好户用光伏开发和并网能力统筹，有序推进整县屋顶光伏开发，启动实施“沐光行动”，同时进一步加强户用光伏的规范开发和质量监管；二是推动解决电网承载力问题，电网公司应根据户用光伏接入等有源配电网需要，加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力；三是在户用光伏达到一定比例地区，推广集中汇流开发模式，从系统经济角度配电网不应无限扩容，而是应科学计算优化配比，目前我国农村地区户用光伏单个系统容量大多在20~30千瓦，即使将户均配网容量提升到6千瓦，再考虑80%的容量上限，也仅能满足16~24%的用户直接接入低压侧的需求，对于达到和接近这一比例的地区，必须创新模式，如山东对于合作共建开发户用光伏项目，要求采用集中汇流的并网模式，达到台区和线路增容，与工商业分布式电站类似，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场；四是鼓励户用光伏电量就地消纳，我国居民电价享受交叉补贴、整体水平低的情况在一定时期内持续，但对于已达到阶梯电价三档或实施峰谷电价的居民用户，应鼓励居民全额自投或贷款自投，提供绿色信贷，并调整接入和运行模式，鼓励配置户用光伏储能或共享储能设施，提升自用比例。此外，结合农村能源革命试点、电动汽车下乡等，在更多地区和场景下实现户用光伏“自发自用、余电上网”，促进农村居民增收和乡村振兴发展。
工商业分布式光伏在各类光伏发电项目中普遍收益高，按照近期组件价格1.2元/瓦、不含储能的静态初始投资3.4元/瓦、年等效利用小时数1100简单测算，综合电价达到0.32元/千瓦时项目即可达到合理收益率。在有一定自发自用比例电量的情况下，企业自投项目分布式光伏经济性更好，采用合同能源管理商业模式可实现开发企业、用电企业、建筑业主多方共赢。从2023年上半年看，江苏、浙江、山东、安徽、广东这5个用电负荷高、终端电价也相对高的省份新增工商业分布式光伏装机量大，占全国总量比例达到62%。但工商业分布式光伏下一步发展也存在着合适的屋顶和场地资源有限、部分地区接网容量不足、电力市场带来收益不确定等问题。

工商业分布式光伏的特点和优势之一是就近就地消纳，其发展模式和政策完善需要始终秉承这一核心。针对可利用屋顶和场地资源有限的问题，建议一是继续落实整县试点，并通过试点带动，使终端电价相对于工商业终端电价较低的公共建筑屋顶得以充分利用；二是推进光伏建筑一体化利用，在新建建筑、老旧建筑改造上采用光伏建筑材料，探索居住建筑屋顶与光伏同步设计、施工、投运的开发模式，虽然一体化应用的系统成本较普通分布式光伏要高，但在目前光伏产品价格处于低位情况下，一体化应用项目也已具备平价上网条件，国家和地方应通过绿色信贷倾斜政策、完善标准规范等予以支持。

针对工商业分布式接网容量不足问题，建议重点研究加强有源主动配电网的规划建设，加大电网建设改造力度，提高分布式光伏接入能力，探索分布式储能、云储能等新型技术和开发模式等。

分布式光伏参与电力市场是方向，开发和运营企业必须适应这一形势发展带来的收益波动。建议各地方取消分布式光伏配置储能的要求，鼓励利用好峰谷电价政策和辅助服务、容量市场等，将配置电化学储能的意愿和决定权交由开发企业，以增加自发自用比例或在配电网侧消纳比例为目标，相应地优化运营模式，调整调度模式；同时，推进分布式光伏的市场化交易，建议按照扣除输电网电价和成本，采用简化方式确定统一的分布式光伏市场化交易的过网费，探索通过虚拟电厂等聚合方式使分布式光伏等直接进入电力批发市场，在配电网侧建立交易平台，促进分布式光伏等电源集成商与配电网其他主体开展就近交易。

原标题：分布式光伏发展模式和政策机制思考