目前，分布式光伏是发展最快、规模最大的分布式新能源，也是我国新能源电源的主力新增电源。近年来，分布式光伏在产业大规模扩张和政策红利频出的温室中迅速发芽。据国家能源局最新数据，截至2023年底，全国光伏累计并网容量608918万千瓦，其中，分布式光伏25443.8万千瓦，占比达41.8%，可以说，分布式光伏基本占据光伏市场的“半壁江山”。

一、分布式，从“小而优”成长为“多而强”

在中国光伏行业应用市场的发展中，分布式光伏逐步形成了不同于集中式地面光伏电站的市场特点，不受建设指标约束导致项目开发灵活快速、高收益但风险点多，单体规模小而分散但又灵活、靠近用电侧进而消纳容易，这些特点也使得分布式光伏成为所有终端应用市场中最为活跃，且民营企业参与度最高的环节。

但随着近两年装机占比和渗透率逐年提高，分布式光伏的正从光伏应用市场中的“小众”角色成为不可或缺的重要部分，与此同时，在中国光伏终端市场发展进程中，分布式光伏所享受的优惠、便利的发展条件亦正逐步丧失。

近日，通过公开信息梳理发现，宁夏、江西、河南、湖南、辽宁、山东、安徽、河北、海南、内蒙古、江苏、浙江等多个省份针对分布式光伏发布了相关的管理规范。在走向双碳的征程中，分布式光伏需要与集中式一样，承担起新能源大规模快速发展带来的分摊责任。

各省针对分布式光伏出台的新政大多围绕配置储能、地面分布式光伏管理、参与市场交易、消纳以及非自然人租用屋顶等方向。而这些问题恰恰是近两年分布式光伏大省在高速发展带来的“缩影”。

从数据来看，分布式光伏新增容量近两年都保持着超70%的增速，发展势头强劲已经成为行业共识。2021年分布式光伏新增装机量首次超过集中式电站，达到规模29.3GW，同比增长88.65%；2022年新增分布式光伏装机容量为50.11GW，同比增长70.7%。

这其中，户用分布式光伏在经过2016-2018年的模式与实践探索之后，2019年正式进入爆发增长期，持续三年的年均增幅超过100%。户用光伏已经成为我国如期实现碳达峰、碳中和目标和落实乡村振兴战略的重要力量。

2022年，产业内部、社会大背景等宏观因素发生变化，驱动工商业分布式光伏再迎来装机高潮。其中，双碳、限电、能耗双控考核、取消工商业目录电价等大幅提高了社会层面对分布式光伏的认知。多重因素影响下，2022年工商业分布式光伏增幅高达236%，再次刷新了年度装机记录。

随着各行各业陆续出台双碳目标，分布式光伏也成为高耗能行业实现双碳的重要路径，可以预见的是，未来分布式光伏也江成为承担双碳目标、实现乡村振兴的重要手段。

二、国际对分布式的态度是否始终如一？

发展可再生能源，一直是全球能源领域的主旋律。作为应对气候变化和能源危机的有效手段，几个绿色转型、低碳排放的领跑大国，为了支撑可再生能源的发展，在产业扩张和建设运营方面投入了大量的人力财力，而像分布式光伏、分散式风电这样灵活小巧的可再生能源，也受到了诸多青睐。然而时移事易，虽然这些大国对实现可再生发展目标依然信誓旦旦，但从各种激励措施的不停调整和产业资本的流向变化都能看出，国际上对分布式的态度正在悄然转变。

德国是最早行动的国家之一。早在1991年，德国通过《上网电价法》（后被《可再生能源法》取代）推行可再生能源的补贴计划，要求公共事业公司将所有可再生能源生产方，包括分布式光伏接入国家电网，并以略高于市场的固定价格为这些电力付费，并保证20年的费率稳定。得益于这一固定上网电价补贴机制，从20世纪90年代初到2015年，德国的可再生能源占有率从不足3%迅速增长到32%。但激增的占有率同样扩大了补贴的费用规模，间接加重终端用户的用电负担。德国的可再生能源附加费达到近6欧分／千瓦时，占居民电价的18.5%，成为欧盟成员国中能源支出最高的国家。再加诸欧债危机等外部压力，德国不得不对《可再生能源法》进行多次修订，大幅缩减了光伏的补贴额度和提高补贴的递减率，并于2014年提出取消可再生能源发电的固定补贴而变为竞价上网。

同样受到影响的还有欧洲的光伏产业。据不完全统计，近半年来已有四家位于欧洲工厂的光伏制造企业宣布关闭或裁员，其中包括欧洲本土最大的光伏制造企业梅耶博格位于德国弗莱贝格的太阳能组件生产基地。如此规模的缩减和转移，不管是由于欧盟口惠而实不至的补贴，还是因为在中国光伏强势竞争下的本地产能过剩，都在一定程度上反映欧洲的光伏发展空间正在急速减小。

美国实行的光伏净计量模式（NEM），是当分布式光伏产生的电量超过用户用电量时，允许将多余电量返送给电网从而获得信用额度，这些信用额度可用来抵消或减少其在晚上或光伏发电不足的其他时间从电网购电的成本。在NEM 1.0模式下，100%的信用额度价值能够帮助用户可能不产生任何的电费支出。但在2022年底通过的NEM 3.0中，光伏用户获得的净计量信用额度价值大幅下降（约为75%），结算周期从每小时调整为实时，同时引入强制性电网参与费，要求用户根据所拥有的光伏装机容量为使用电网资源和服务支付额外费用，用户余电上网的收益率将大打折扣。NEM 3.0本质上已从净计量变成了净计费。

除了政策上的刹车，为预防滋长的分布式光伏带来的电压不稳及停电风险，澳大利亚还在南澳洲设立了屋顶光伏紧急关闭机制，允许配电商在光伏发电的高峰期间削减屋顶光伏发电，或远程切断其与电网的连接，以保证电网安全运行。至此，分布式光伏在国际上不再享有优先上网和全额消纳的特权。

三、分布式的直接交易能不能实现？

3月初，国家发展改革委、国家能源局在《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》一文中要求“健全市场交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件”，“直接交易”被再次激活。2017年，我国在探索分布式发电相适应的电网技术服务管理体系、电力交易机制和输配电价政策时提出“分布式发电与就近电力用户进行直接交易并向电网企业支付过网费”这一交易模式，即所谓的“隔墙售电”。2019年，首批共26个试点区域名单公布，交易规模总量限额达1650兆瓦。但时隔7年，绝大部分试点区域的“隔墙售电”仍停留在大原则、大方向的制定上，仅江苏省常州市于2020年建成郑陆工业园分布式交易试点项目，其电源仅为5兆瓦的光伏电站。截至目前，这仍然是全国唯一一个建成应用的试点。“隔墙售电”迟迟未能规模化落地，固然存在新兴事物与原有系统的磨合衔接，但其根本原因，是简单的“隔墙售电”没有全面考虑分布式光伏在市场中的权利和义务，“报喜不报忧”地删减了对其不利的市场环节，从而引发公平性、完整性问题。

一是交叉补贴及输配电费分摊不公平。一方面是社会责任费用，对于拥有分布式光伏的工商业用户，其自发自用电量部分不承担交叉补贴和基金及附加，造成应由全体工商业承担的社会责任成本未能公平分摊；而对于拥有分布式光伏的居民农业，其在交易光伏发电量获得收益时，已发生了工商业性质的经营行为，理论上也需要承担工商业的交叉补贴。另一方面是输配电费，当前电网投资是按照所有接入用户的最大负荷加合理备用而设计的，尽管用户有可能依靠分布式光伏实现几乎不从电网购电，但由于电网仍然要为其保留备用，其输配电的投资没有发生任何改变。自发自用电量部分的输配电费难以回收，产生了电网企业收入的第一个窟窿；同样的，对于“隔墙售电”买家，虽仅通过配电网完成电能量传输，但为了保证系统可靠性和足够的备用，他对高电压等级输电容量的占用和电网所需要的投资也未减少，“所涉电压等级输配电价差”形成的过网费无法覆盖电网成本，造成了第二个窟窿。按照输配电价核定制度，这两个窟窿均将在下一个监管周期予以平滑处理，这也意味着没有享受分布式电量的用户将分摊更多的输配成本。

二是系统运行费用分摊不合理。2023年6月起，我国开始实行第三监管周期输配电价。根据《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）规定，原本包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电能费用等被剥离单列，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。各地现有的系统运行费用，主要包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、燃煤及燃气发电容量电费。从国外经验来看，随着新能源尤其是分布式高比例渗透，系统运行费用将大幅上涨。和电网的投资方式一样，批发侧发电容量也是按照系统内最大负荷规划投资，其部分固定成本通过系统运行费用回收。与输配电费同理，分布式光伏自发自用部分电量未减少发电容量投资，却减免了按照购电量分摊的系统运行费用，间接转移给了其他工商业用户。更重要的是，相较于拥有分布式发电的用户，剩下的这些用户往往是生产效益一般或者经济能力较弱的群体，竟要额外对能够享受分布式的“富人”进行越来越多的“补贴”。



三是“隔墙售电”形成市场分割。电力系统就好像一个巨大的水池，牵一发而动全身，不管是输电网还是配电网上的涟漪，都有可能引发整个系统的供需平衡的大波动。因此，独立的“隔墙售电”是不存在的，其交易即便只是稍稍改变负荷的大小，论其本质，还是通过影响系统供需平衡，间接参与了现货市场定价。初期，小体量的分布式还可以忽略，但随着分布式装机的不断扩大，其随机性和不确定性带来的时间信号愈发强烈，对系统实时平衡和供需产生较大影响。尤其是山东等分布式光伏高占比地区，在光伏大发时间已出现了典型的“鸭子曲线”“峡谷曲线”。而“隔墙售电”一定程度上只能发挥远期合同的作用，却无法体现由自身引发的供需变化以及系统调节成本，造成了事实上的市场分割。市场的真正价格一旦被掩盖，市场拼图不完整，也就为市场套利留下了可乘之机。

四、如何建立分布式光伏的健康生态？

电力体制改革的核心是市场化，即由市场供需决定电力价格，以实现资源要素的一次分配。而一次分配中效率为大，不应该有任何经营主体受到特殊对待。因此，我们要认识到，对分布式光伏的真正宠爱，不能简单依靠政策倾斜，而是要促使其从温室脱离，历经市场的风吹雨打和优胜劣汰，才能促进其良性发展，提高市场效率水平。

一是强化行政和经济手段，激励分布式光伏回归“自发自用”“就地消纳”。规范统一分布式光伏项目的立项审批，明确分布式和集中式的区别，原则上分布式必须“自发自用”，可允许一部分可就地消纳的分布式光伏“全额上网”，但要合理确定最高电压接入等级和上网电量额度，确保上网电量在台区内全部消纳。对“自发自用、余电上网”的分布式光伏，应规定最低的自用消纳比例并建立相关考核机制。逐步降低分布式光伏的优惠政策，促进各类型电源公平竞争，共同发展。

二是推动分布式光伏上网电量尽快参与现货市场结算，引导其理性发展和合理规划。考虑到拥有分布式光伏体量小，其用户往往不具备参与现货市场申报的电力交易基础，分布式光伏上网电量部分可作为价格接受者参与现货交易，同时要求申报一个上网价格下限，即当市场价格低于该值时，允许其放弃发电上网。对存量项目和短时间内放开确有困难的，可通过一定比例的政府授权合约，帮助分布式光伏过渡入市。只有参与现货市场“真金白银”的结算，才能真实反映分布式光伏上网电量的电能量价格，体现系统调节成本以及对系统对分布式光伏的承载能力。

三是合理分摊分布式光伏的市场责任，同时保障其应享受的权利。一方面，应要求拥有分布式光伏的用户按照单一容量输配电价方式或两部制输配电价方式（加大容量电价部分占比）收取输配电价，并根据实际用电量缴纳系统运行费用、交叉补贴和基金附加。另一方面，要考虑分布式新能源项目全部发电量的绿色环境效益，加快核发其上网电量和自发自用电量绿证，确保义务和权利能够多维度匹配。

四是探索协议供电机制，最终实现分布式优化电力系统资源的功能。在市场体系逐步成熟后，试点性地探索用户和电网的协议供电机制，用户可以根据自身用电需求和分布式发电情况，确定需要电网保障的最大功率，并按此缴纳相关容量费用。但当用户需要从电网接入的电力超过该值时，协议机制允许电网不再拥有强制供应的义务，而由用户自行选择是否启动应急调度，以充分调动需求侧自我调节的积极性，在长周期内有效减少输配电网的建造成本，实现更大范围内的资源优化配置。

面对分布式光伏，正如习近平总书记说的，我们要“顺势而为，乘势而上”，为其提供一个逻辑自洽、公平透明的市场环境，证明其不仅能在产业技术上快速发展，更能在市场化的经济体制中高质量发展、可持续发展。走出温室后的分布式光伏，应该堂堂正正地在阳光下成长。

原标题：“小而优”发展为“多而强”，分布式光伏是否会对能源电力系统的平衡稳定造成冲击？