分布式光伏发展形势及发电模式探究

中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司 ■ 李芮

0 引言

可再生能源作为发展清洁低碳能源的主攻方向，已成为引领能源产业变革、实现创新驱动发展的源动力。截至2017年，我国可再生能源消费占比达11.7%，已超过全球可再生能源发展水平。在诸多可再生能源中，光伏发电作为一种重要的利用方式，近年来在国内得到了大力发展[1]。其中，分布式光伏发电系统作为一种新型环保电源，能充分利用民宅、厂房、楼宇等相对分散的场地进行安装，相较于集中式光伏发电系统，其具有发电模块设计灵活、可就地消纳、投资回收期短等特点[2]。目前，由于集中式光伏发电系统存在土地供应紧张、远距离输送能力有限、弃光限电现象突显的问题，为有效解决规模化集中并网光伏发电系统与用户负载之间存在的不对称、不平衡现象，加大分布式光伏发电系统的发展力度意义深远。

1 分布式光伏的发展现状及前景

自2008 年大型光伏电站特许权招标政策在我国开始实施，一直到2011年光伏电站上网优惠电价政策的出台[3]，这些政策为我国在光资源充足、建设面积约束性小的西部地区建造规模化大型地面光伏电站提供了有利支撑，从而也确立了大规模光伏电站在光伏市场中的主体地位。分布式光伏主要是在我国东部地区逐步发展起来的，其真正的规模化应用则是从2009年“金太阳示范工程”和“光电建筑应用”的实施开始[4]。经过连续5年的发展，截至2014年底，我国分布式光伏发电系统(包括离网光伏)的累计装机量为 5 GW，仅占全国光伏发电系统累计装机量的17.62%[4]。

随着西部地区土地资源日趋紧张，用电负荷低、消纳能力差导致弃光限电问题凸显，再加上光伏发电具有波动性，不利于大规模输送， 因此，国家能源局于2013年调整了光伏发展战略，着力发展分布式光伏，提出“到2020 年分布式光伏装机量达100 GW，装机量占比达56%”的目标，预计将超过大型地面光伏电站[5-6]。图1为2015年与2020年我国光伏装机量对比图。

图1 2015年与2020年我国光伏装机量目标对比图

2 分布式光伏发展面临的挑战

随着国内可再生能源产业的快速发展，其发电量占比不断提升，与此同时，可再生能源电价补贴资金的需求量也在迅猛增长。截至2017年底，可再生能源发电补贴缺口累计达到1127亿元，其中，光伏补贴缺口为455亿元(占比约为40%)，且呈逐年扩大趋势[7]。

2016 年底，国内各类 “十三五”发展规划相继颁布，其中，《能源发展“十三五”规划》《电力发展“十三五”规划》《可再生能源发展“十三五”规划》《太阳能发展“十三五”规划》明确指出要进一步降低光伏发电成本、实现平价上网，并推出了补贴退坡计划。这表明降低发电成本、减少补贴依赖已成为光伏行业发展的方向，实现平价上网已是大势所趋。但在实际操作过程中，光伏发电补贴退坡直至完全退出市场还面临一系列问题和诸多挑战。从以往经验来看，光伏发电成本变化和电价调整之间普遍存在电价水平降低滞后于成本下降的情况，因此，预计到2020 年光伏项目电价才可能与电网销售电价相当。

2018年5 月，国家发展和改革委、财政部、国家能源局发布的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》(发改能源［2018］823号)中提出：2018年6月1日及以后新投运的采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量补贴标准调整为0.32元/kWh(含税)[8]。与2017年年底的政策相比，调整后的价格又降低了0.05元。同时，由于煤电电价持续低位，全额上网型工商业分布式光伏项目的经济收益也将进一步降低。

目前全国分布式光伏发电系统的成本平均约为5元/W，具体造价情况如表1所示。补贴下降至0.32元/kWh后，若想保持原有收益率，系统造价成本要下降0.191元/W；若要实现平价上网，则系统造价成本需要下降1.3元/W左右，也就是要达到3.7元/W的水平。这意味着光伏组件、逆变器、BOS的价格需分别下降0.8、0.1、0.4元/W左右[9]。

表1 分布式光伏发电系统造价明细表

与此同时，光伏发电的发展重点从扩大规模转变为提质增效、推进技术进步，严格控制发展规模也成为国家推动行业有序发展、高质量发展的重要手段。在《关于2018年光伏发电有关事项的通知》中，要求分布式光伏发电项目也要纳入国家认可的规模管理范围内，其中明确表明“2018年安排1000万kW左右规模用于支持分布式光伏项目建设”。值得注意的是，仅2018年第一季度，分布式光伏新增装机量就已达到769万kW，1000万kW的指标已用近八成。截至目前，至于2019年的分布式光伏规模指标是多少，目前还是未知数。

3 分布式光伏未来发展模式探究

面对补贴退坡、严控规模的行业现状，探索发展路径、创新发展模式已成为分布式光伏未来发展的关键所在。

依照国家规定，目前只有4种形式的光伏发电项目不受指标限制：1)小于50 kW的户用光伏；2)小于6 MW且上网电量不超过50%的分布式光伏电站；3)大于6 MW、小于20 MW且全部自用的分布式光伏电站；4)参与电力市场化交易的项目。由此可见，对于“踩下刹车”的分布式光伏规模指标而言，未来分布式光伏具有装机量小、“自发自用”比例高的特点，而且能够参与市场交易的分布式光伏发电系统的竞争力将大幅提高。

近年来，除户用系统外，多数分布式光伏发电系统均建在有一定用电负荷的工商业园区内，通常利用工业厂房屋顶或园区内的空地搭建，装机量从kW级到MW级不等。但由于光伏发电系统夜间不能发电，且其随气候变化的波动性较强，因此，其不能保障持续可靠的电力输出[10]。若为分布式光伏发电系统配备一定容量的储能，不仅可在夜间为园区提供电能，减少从外部电网购电的比例，还能减少白天光伏发电系统的波动问题，可根据用电负荷实际情况进行削峰填谷，提高“自发自用”电量的比例，提高项目投资收益率[10]。图2、图3分别为加入储能前、后负荷的需求容量及负荷的缺电率对此情况。

图2 加入储能前、后负荷的需求容量对比情况

图3 加入储能前、后负荷的缺电率对比情况

此外，利用太阳能的热效应，增加集热、换热和储热系统，实现光伏发电、供热一体化，也是提高项目投资收益的有效途径。

在配备储能设备的分布式光伏发电系统中，若光伏发电系统的发电能力大于所需的用电负荷，也可积极参与市场化交易，利用峰谷电价差进行盈利。表2为各类资源区电价表，由表2可知，在光伏时段电价中，Ⅲ类资源区的企业日常用电成本最高，一般工商业用电价格为0.8739元/kWh，大工业用电价格为0.7572元/kWh；Ⅱ类资源区的一般工商业峰谷电价差最高，为0.7070元/kWh，Ⅲ类资源区的大工业峰谷电价差最高，为0.6385元/kWh。由于一般工商业的用电价格较高，故采用此类峰谷电价更适合套利。经测算，目前增加储能的光伏发电系统所投入的运营成本正在以每年15%的速度下降[11-13]。因此，高效率、低成本的储能将是未来分布式光伏实现平价上网的重大推动因素。

表2 各类资源区电价表 (单位：元/kWh)

此外，可考虑在工商业园区内配备一定数量的直流和交流充、换电桩，搭建光伏电动汽车充、换电站，如图4所示。系统可采取“自发自用，余电上网”的分布式光伏并网模式，白天光伏所发电力直接通过直流充电桩给电动汽车充电，无需换流器变换；当用电负荷较低时，多余电量可供给储能电池组，也可经双向换流器并网送出。夜间充电时，主要由电网供电。同时，储能电池组可在连续阴雨天、电网断电时供电。这种模式不仅能够实现能源的高效利用，还可以为分布式光伏发电项目增加充电电费、服务费和停车费等收入[14-15]。

图4 光伏电动汽车充、换电站方案示意图

4 结论

在资源紧张、弃光限电的大背景下，分布式光伏得以快速发展。但近两年来由于增长势头过猛，产生了与电网发展不协调及可再生能源补贴缺口持续加大等问题，分布式光伏也面临严控规模和补贴退坡的挑战。本文对我国分布式光伏的发展现状、前景及面临的挑战进行了分析，在国家不断降低分布式光伏发电项目补贴，以及持续深化分布式光伏市场化交易的政策环境下，通过增加储能、热利用、充换电等系统，丰富和完善分布式光伏项目的技术模式、商业模式和运行模式，是促进产业持续向好发展的必由之路。