文｜華夏能源網

2023下半年、2024上半年，兩件看似孤立的事件，正在重塑分布式光伏的未來：

一是分布式大省河南鋪天蓋地而來的午間限電舉措；二是另一分布式大省山東欲說還休、舉棋難定的分布式入市交易新規。

河南為什么要對分布式光伏限電？山東為什么要將6兆瓦以上分布式光伏的余電上網推向現貨市場？

底層原因只有一個：那就是現有的電力系統一時還難以承接分布式光伏迅猛增長的裝機。

眾所周知，從2021年“整縣推進”政策推出以來，分布式光伏之所以在短短三、四年內爆發式增長，裝機迅速突破了2.8億千瓦，其中一大原因就是政策“呵護”。如今，分布式光伏既要保發展，又要促消納，各地政策已經悄然“轉向”。

近日，河南、山東、陜西、江蘇、安徽、江西等地接連出臺政策，對新老分布式光伏項目進行規制，齊刷刷提到分布式光伏新老項目都要實現“四可”，即“可觀、可測、可調、可控”。

翻譯一下：“可觀、可測”是電網要隨時能知道分布式光伏的“發電曲線”，知道你在什么時點上能發多少電；“可觀、可測”的目的是“可調、可控”，即分布式光伏大發時候要限電、分布式光伏弱發時候要調配其他資源來頂峰。

此外，上述六省還不約而同提到分布式光伏要參與調峰，并且有的還提到了分布式光伏要參與“輔助服務費用”的分攤。

面對形勢逼人的消納問題，分布式光伏面臨著難辦的“成長的煩惱”。分布式光伏的前途命運會如何？

政策“轉向”明顯

分布式光伏發展進入新階段后，新的矛盾出現了。

光伏利用率低的問題，最先發軔于風光大基地。2023年下半年以來，在擁有逾2200萬千瓦光伏、近1000萬千瓦風電的青海省，中午高峰時段已經要求新能源場站停止發電三到四個小時。

很快，這股“棄光限電”風就吹倒了中東部分布式。2024年2月，河南漯河地區光伏用戶接電網通知，要求10：00-16:00停發，限電6個小時。在擁有4000萬千瓦光伏裝機的河南，漯河的分布式光伏限電并非孤例，在此前后，新安縣、商丘縣等多地都出現了分布式光伏中午限電5-7小時不等的情況。

從發電數據也能看到河南省分布式光伏棄光限電的情勢有多重。2024年1-5月，河南光伏發電25.38億千瓦時，同比去年下跌了7.2%。一邊是光伏裝機迅速增長，一邊卻是光伏發電量下降，棄光有點痛。

類似境遇，其實也不止一個河南省。所以才有了前述六省發布分布式光伏新規，且齊刷刷指向了新老分布式光伏項目“可調可控”，主要內容是要參與調峰。

那么，分布式光伏參與調峰意味著什么？比如在用電晚高峰，光伏“下班休息”了，系統缺電，煤電火力全開頂上來，這就是煤電在調峰，調峰就有豐厚收入。光伏怎么參與調峰？中午光伏大發，超過了用電需求，于是光伏電站接電網通知停機限發，這就是光伏調峰。

煤電頂峰調峰有豐厚收入，光伏停機調峰沒有收入，光伏利用率要下降。未來伴隨著全國范圍內光伏裝機的快速攀升，包括分布式光伏在內的光伏項目都面臨著嚴峻的利用率整體下降的問題。

當然，分布式光伏參與調峰也并非只有棄光停發一途。上述六省的新規中還提到了分布式光伏配備儲能。

比如，陜西省文件“鼓勵投資主體及工商業用戶等通過自愿配置儲能等方式提高屋頂分布式光伏消納比例、減少上送電量”。工商業光伏項目配儲，增加自發自用比例，這就減輕了上網消納的壓力。但是，配儲對戶用光伏來說還是過于奢侈了，戶用光伏的電價收入模型還無法支撐配儲。

又如，江蘇省要求不具備“四可”（“可觀、可測、可調、可控”）和調峰能力的項目，“需通過配置新型儲能等調峰能力的方式，公平承擔電網調峰責任”。此外，江蘇還明確，分布式光伏如果無法響應電網調度去參與調峰，就“要承擔輔助服務費用”。

要求分布式光伏調峰以及配備儲能，確實是影響到了項目利用率以及建設運營成本，但為了支持分布式光伏的持續上量增長，地方只能在發展與消納之間權衡。例如，江蘇省文件就提出，到2025年分布式光伏接網能力將擴容至50GW以上，到2030年將不低于80GW。為了實現裝機增長，江蘇提出：當新建項目遭遇接網困難時，只要“自愿承諾接受較低的利用率”，也可安排接網，接網后按照較低利用率接受電網調度運行。

總結來看，光伏裝機增長帶來的利用率下降已是普遍性問題，為了平衡發展與消納，只能容忍利用率的下行，以換取更大的裝機增長。當然，各地也在加強配備儲能以及持續進行電網建設、改造。

但根本上，解決消納難是個慢功夫。在這一過程中，分布式光伏利用率的持續下滑恐大勢難挽。

曾經的“伊甸園”

幾年前，分布式光伏曾經度過了短暫的美好時光。那時候，盡管針對光伏的電價補貼已經在逐漸退坡，但是，由于光電轉換效率的大幅提升，光伏度電成本是在下降的。疊加政府政策的百般呵護，分布式光伏的日子還不錯。

那么，在政策“襁褓”中的分布式光伏，都受到了哪些優待呢？

除了發展初期必不可少的電價補貼，呵護首先體現在針對分布式光伏余電上網的“全額保障性收購”。在當時，分布式光伏是“皇帝的女兒不愁嫁”，絕對沒有棄光棄電這么一說，利用率百分之百。

依照國際經驗，當新能源電量的系統占比持續升高，尤其是升至15%這一關口之后，新能源電量每提高一個百分點，都會對電力系統消納新能源的能力帶來極大挑戰，系統消納成本也將大幅攀升。2023年，中國風光新能源電量占比已經達到了15.8%，棄光棄電問題不可避免地嚴峻起來。

在襁褓之中，分布式光伏還是個免試入學、免收學費、免收食宿費的“三免學生”。沒有負擔，一身輕松。

比如“過網費”。火電、水電、核電還是風光電，跑在輸配電網上就都要繳納“過網費”。分布式光伏此前獲得的優待，是過網費標準很低?！案魤κ垭姟钡臅r候不用繳納上一級電壓等級的輸電價格。往往是過網費每度電僅有1.5分到5分，如在同一電壓等級之下，“過網費”甚至為零。

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。

不用分攤電力系統交叉補貼的費用，不用分攤政府性基金及附加，分布式光伏就省出來1毛錢左右的度電成本，這可是真金白銀的實惠。同等條件下，莫說火電沒這個待遇，就是集中式光伏也沒有這個待遇。

再比如，在“伊甸園”里，分布式光伏也不用分攤輔助服務費用（包括調頻、備用（調峰）、調壓、調相等項費用）——風電場、光伏電站以及儲能設施大比例接入電網，由于新能源有隨機性、間歇性、波動性，對電網穩定性帶來巨大沖擊，造成頻率紊亂、電壓紊亂，而穩定電網是要有系統成本和費用的。目前，分布式光伏是不承擔這一成本的。

此外，電網建設與升級的成本，分布式光伏暫時不承擔。

目前，在我國電網運行中，煤電扮演了靈活性支撐電源的角色，成了發電隨機、波動的風光電的“保姆”。新能源發不出電來的時候，要由電網組織其他電源發電送電來“兜底”，這當中甚至不乏跨區域遠距離輸電送電。

本來，如果在配電網區域內分布式光伏能夠自行調節，那么大電網就無需搞那么多的電網建設了，但是系統兜底和備用之后，大電網建設還面臨不低的系統備用費用。這些費用，都是由電網系統自行承擔的。

嚴酷的“成人禮”

分布式光伏能夠永遠全額保障性消納、永遠做一個“三免學生”嗎？

答案當然是不可能。保障性政策扶持，是特定發展階段的必然之舉，當風、光發電越來越擔當“主力角色”之后，裝機量開始“質變”，分布式光伏的“成人禮”也就到來了。

成長是要付出代價的。第一個代價，即告別“計劃性全額保障消納”時代。其實，先于分布式光伏，西北集中式光伏早已不是全額保障消納，已經先行一步市場化消納了。

比如蒙西的風電光伏大項目，其保量保價的保障性消納僅有200小時，剩余的1000多小時甚至2000多小時都要走市場化消納。再比如甘肅，截至今年6月底，甘肅省新能源裝機量達到了5699萬千瓦，除了少量的扶貧項目，參與市場交易的新能源項目已經高達86%。

未來分布式進入市場化消納的規則是，新能源報量報價參與市場化消納，未中標電量不計入棄風棄光率。也就是說，參與市場化消納之后，新能源利用率是難免要下滑的。

中東部地區的集中式光伏，是否入市目前是“自愿”原則。分布式光伏消納，日前，山東已經出臺了新規，雖然還僅僅是“征求意見稿”，但是已經明確要“新老劃斷”，新并網的6兆瓦以上的分布式光伏如果參與現貨市場，其電價要參照已經入市的集中式光伏。

第二個代價，是要承擔起系統運行的成本。

前述六省最新文件，強調“可觀、可測、可調、可控”，其實就是對這一大變局的敏銳捕捉與政策確認。

還不止如此，六省文件還不約而同提及分布式光伏要承擔系統調峰責任，承擔輔助服務費用、系統運行費用。這也就是說，既然分布式光伏已經逐步入市了，那就不再能夠長期享受“三免學生”的待遇了。

火電、水電、核電也好，風光綠電也好，既然是同等參與競爭、入市賺錢，就要平等承擔各項系統運行費用。未來，除了大發時候要主動停機調峰，分布式光伏入市交易也要繳納同等的輸配電價，要繳納交叉補貼費用、分攤政府性基金及附加，也要承擔因系統保供兜底所帶來的煤電和大電網的建設運營費用。

眾所周知，目前，國家正在積極引導推進配電網建設，就是為入市“成人禮”而做準備。大規模改造和建設配電網，短期內將配電網容量翻一番從2.5億千瓦提升至5億千瓦，這需要一大筆錢。分布式光伏持續、長期不承擔系統建設費用，不大可能；而配電網建成之后，分布式光伏在上面跑，過網費永遠不提高，也不大可能。

未來，日益成長壯大起來的分布式光伏承擔的責任會越來越多。既要參與市場化消納，又要平等承擔各項系統建設費用、運行費用，分布式光伏能順利闖過這一關嗎？