文|華夏能源網

連續三年一路狂飆之后，分布式光伏的江湖版圖正在發生改變。這在數據上已經顯出端倪。

截至2023年9月底，全國分布式光伏累計裝機達到2.25億千瓦，占總裝機量的43%。山東分布式累積裝機量38.22GW，位居全國第一，其中戶用光伏 24.48GW，依舊是妥妥的“戶用光伏第一大省”。

在分布式光伏新增裝機中，河南以10.58GW依舊領先，江蘇8.38GW、山東7.36GW、安徽6.62GW、浙江5.3GW，分別位列前五名。在前五名中，蘇皖浙異軍突起。

放眼全國，還有更多的南方省市如江西、湖南、湖北的戶用光伏新增裝機也在顯著增加，整體顯示出明顯的“南移態勢”。

這一市場趨勢，一方面顯示了全國分布式光伏未來還有很大空間，南方“新大陸”值得開拓。另一方面，也預示了分布式光伏粗放開發的時代結束，在電網容量限制等因素制約下，分布式光伏必須走上精細化開發之路。

戶用光伏為何南移？

自2021年以來分布式光伏的加速發展，一個促進因素是“整縣推進”政策的落地，即以縣域行政區域為單位，將分散的分布式光伏集約化開發。

2021年6月，國家能源局發文啟動了分布式光伏整縣推進工作，隨后確定了676個整縣推進工作試點名單。據天風證券報告，按照每個縣20萬千瓦的開發規模計算，“整縣推進”總規模預計超過1億千瓦。

山東、河南、河北光照條件好，且人口基數大，用電需求支撐性強，便于就地消納。良好的先天自然條件，這使得冀魯豫三省一度成為了戶用光伏發展的主力市場。

2021年，山東戶用光伏裝機全年新增763萬千瓦，裝機總容量達1593萬千瓦，（同比增長91.9%），年度裝機增量和總規模均居全國第一。2022年上半年，河南、河北戶用光伏開始加速發力，分別以232萬千瓦、229萬千瓦的規模蓋過了山東的192萬千瓦規模。

到了今年九月，分布式光伏座次再度發生巨變：山東戶用光伏市場新增裝機已經跌至第三，河北則更是跌出了前五，而江蘇、安徽、浙江等南方大省“后來居上”，勢頭猛烈。

分布式光伏這“一路向南”，與并網難題凸顯密切相關。

近一年來，在冀魯豫的部分市縣，配電網臺區與線路的承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，380伏側的并網申請被暫停，待擴容后再開放。

北方部分省份配電網容量有限，成為戶用光伏市場南移的主要原因。這一局面的持續發酵，一度讓市場產生了政策口徑不一的錯覺：上面要求“應并盡并”，下面卻不得不嚴令“應停當停”。

除了配電網的因素之外，由于戶用光伏大多采用“全額上網”模式，在滲透率較高地區存在部分時段戶用光伏所發電量從380伏逐級升壓、甚至向110千伏以上高電壓等級電網反送電情況，這不僅對高電壓等級電網的穩定性帶來考驗，還帶來了利益分配的問題。

因此，戶用光伏市場明顯南移的另一大原因，是戶用光伏開發收益的變化。

以山東為例，近幾年，山東的戶用光伏基本靠租賃模式發展，開發商租賃居民的屋頂，居民零投入，產生的電量全額賣給電網，開發商每年給居民一定的租金。

按成本收益來計算，安裝居民分布式光伏設備的投資成本大約在10萬元以上，而租賃農戶屋頂，開發商每年需要支付1500-3000元的穩定租金。但是，發出來的電賣給電網，電價要比照當地煤電標桿上網電價，不能更高了。

對分布式光伏開發商而言，市場的加速發展致使部分區域已經進入競爭“紅海”。某分布式光伏開發商對華夏能源網（公眾號hxny3060）表示，其在2013年剛進入市場時，全國競爭者寥寥，現在僅山東一省就有上萬家光伏企業了。也有北方某省的開發商曾公開反映，“戶用光伏市場競爭已趨于白熱化，賺錢越來越難了”。

激烈競爭下，山東等北方市場變成了典型的“紅海”，相關問題開始集中暴露。對于上一階段的野蠻生長而言，老路已經走到了頭。為獲得更有保障的市場或者追逐更高的收益，分布式光伏的市場逐步向“新大陸”轉移，也成為必然。

配電網擴容挑戰

當然，戶用光伏從高滲透率省份向南遷移，換個“新大陸”去開發，并不能徹底解決配電網容量有限等“瓶頸”問題。南方省份，同樣會面臨如冀魯豫一樣的配電網容量不足難題。

其實，配電網容量不足也并不是始于今年，這一“帶不動，卡脖子”的問題早在去年就已露頭。

2022年7月，國網河北公司隆堯縣供電分公司職工劉偉朋等人就曾撰文稱，隆堯作為“整縣推進”試點之一，該縣供電局每周受理新增光伏用戶200戶左右，戶均申請容量30千瓦，分布式光伏出現井噴式安裝。

隆堯縣是農業大縣，28%為農業負荷，在非灌溉期負荷較小，基礎農網配電設備容量與接入光伏發電容量差值過大，部分光伏發電無法就地消納，配電變壓器出現反向重過載，增加燒毀風險。

而早在2022年9月，全國新能源消納監測預警中心就評估稱，國內部分省市分布式光伏開發消納承壓。大規模發展分布式光伏，將增加部分地區的系統調峰壓力，引起輸配電網與分布式光伏在建設布局、規模、時序上不協調的問題，同時會對電力系統的安全穩定運行帶來較大挑戰。

要解決配電網“卡脖子”問題，需要對已經捉襟見肘的配電網進行擴容、改造和升級。

此前，為了應對分布式新能源大規模快速并網，工作發改委、能源局已經明確提出要大力推進智能配電網、有源配電網建設，鼓勵建設源網荷儲一體化、多能互補的智慧能源系統和微電網。

中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗最近也撰文建議，“要推動解決電網承載力問題，電網公司應根據戶用光伏接入有源配電網需要，加大配電網改造工作，提高戶用光伏在低壓側的接入能力，如我國北方省份戶均配電容量大多在3千瓦左右，而對比來看，德國等發達國家，或者國內浙江等省份的這一數據在6-8千瓦。”

按照建議中的數據水平，現有北方省份的配電網通過改造和擴容，可以有一倍左右的增長空間。這一增長空間，就可以解決新一波戶用光伏大發展的大部分壓力。

當然，配電網也無法做到無限擴容。據了解，我國農村地區戶用光伏單個系統容量大多在20-30千瓦，即使戶均配電網容量擴容一倍，再考慮80%的容量上限，也僅能滿足16-24%的戶用光伏接網需求。戶用光伏還需尋找新的接網模式，比如山東省正在試驗的集中匯流。

配電網之外，推動“微電網”建設是另一個更加科學的思路。

微電網的意思是，農戶屋頂裝了光伏，自發自用不上網，電動汽車充電，家用電器用電，再有一個小型的儲能電池裝置，自建一個微電網小循環、獨立運行。這樣一個微單元系統就能夠實現“零碳”。比如，在華北地區，8平方米屋頂就可以安裝10千瓦的戶用光伏，一年13000度電，自發自用已經足夠。

何時有望“隔墻售電”？

戶用光伏主要有“自發自用、余電上網”和“全額上網”兩種模式。當一些地區扎堆上馬分布式光伏，集中上網的話在短時間內電網容量和安全難以承載；且反向送電給大電網，還存在對大電網存量利益的切割，因此電網企業對此積極性不高。

這就有了“隔墻售電”思路的提出。“隔墻售電”，是分布式發電能夠實現市場化交易的通俗說法，但也是現有電網體系仍很難實現的。

按照現在并網的體系，分布式電站只能在發電富余時低價賣給電網，用電時還需高價從電網買回；而如果允許分布式電站產生的電力通過配電網，直接銷售給周邊的能源消費者，僅對電網交“過網費”，分布式項目收益就可以進一步改善。

華夏能源網注意到，2017年國家發改委、能源局就出臺文件，鼓勵分布式發電項目與就近的電力用戶以多種方式實現電量的就近消納，電網公司可針對分布式市場化交易收取“過網費”。目前，在南方地區一些省份如浙江省，隔墻售電已經落地執行了。

但是，由于政府希望降低分布式光伏的開發難度進而向其傾斜，所以針對隔墻售電制定的“過網費”，農戶不繳納上一級電壓等級的輸電價格標，且“過網費”的標準過低。

現行“過網費”標準，減去了輸配電價中的交叉補貼、政府性基金和附加，每度電可能僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，“過網費”甚至為零。這一標準執行前，在同檔情況下，電網公司收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價一般都在0.2元/千瓦時以上。

“過網費”標準過低，這不但導致配電網建設缺乏積極性，也缺少了配電網的積極性，隔墻售電也因此遲遲無法落地。這些問題的存在，極大地限制了戶用光伏的發展。而要想盡快破題，就需要盡快重新厘清隔墻售電的“過網費”。

綜上可以看到，分布式開發在加速過程中，舊的問題克服掉了，新的問題又冒出來。配電網容量不足、“隔墻售電”有待破局，再加上現有戶用光伏開發模式無法適應形勢，戶用光伏不好做了，以往那種一哄而上、跑馬圈地、粗放式開發的時代已經結束。

戶用光伏逐步南下追逐“新大陸”的過程中，上述問題仍然會存在。但長遠來看，問題的暴露也意味著給行業必須換一個“活法”，倒逼分布式光伏市場從粗放開發模式進入一個新的高質量發展階段。作為行業人的你，準備好了嗎？