根據國家能源局發布的數據，2023年上半年全國新增光伏并網容量7842.3萬千瓦，其中分布式光伏4096.3萬千瓦，占新增總容量的52.2%。戶用光伏新增并網容量2152.2萬千瓦，占分布式光伏新增總容量的52.5%。河南分布式光伏新增并網容量744.3萬千瓦，領跑全國。
自2015年新一輪電力體制改革啟動以來，用戶側資源是否被激活一直被視為改革進程的重要風向標。《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）（以下簡稱“中發9號文”）提出，要“開放電網公平接入，建立分布式電源發展新機制”，積極發展分布式電源，完善并網運行服務，全面放開用戶側分布式電源市場。
八年過去，隨著光伏組件等新能源材料成本下降，以及部分地區集中式光伏受土地資源制約發展受限，分布式光伏迎來爆發期，這在物理和經濟層面都給電力系統帶來了全新的挑戰。
既要消納，又要安全，還要公平，前述從業者說，“矛盾已經到了不得不解決的時候”。
如何破解分布式資源本身及其在配網側的“無序性”發展，是目前電力系統面臨的重要課題。多位業內人士認為，在實現“雙碳”目標和建設新型電力系統的要求下，“叫停”分布式發展是不合時宜的，應該以引導其可持續發展為目標調整政策。
一位長期研究電力需求側的業內人士分析，目前我國用戶側的價格改革進程相對滯后于新業態的發展，應考慮由于分布式資源接入導致的配網投資運營成本變化，厘清各類主體的責任，采用更加靈活、合理的價格機制，讓系統成本以更加“短平快”的方式傳導到終端。
而在用戶側資源真正“入市”之前，上海電力大學教授謝敬東認為，市場風險防范體系建設必不可少。
一年新增27萬戶
2023年，分布式光伏迎來了黃金發展期。
對比國家能源局發布的數據，2023年上半年全國分布式光伏新增并網容量4096.3萬千瓦，是2022年全年新增并網容量5111.4萬千瓦的80%[2]。其中，河南2023年上半年新增并網容量744.3萬千瓦，幾乎與2022年全年的774.5萬千瓦持平，繼續居全國第一，其中戶用分布式光伏為633.9萬千瓦，占比高達85.2%；截至2023年6月底，累計并網容量達2448.5萬千瓦，全國排名第二，僅次于山東的3571.6萬千瓦。
光伏組件價格下降是助推分布式光伏裝機容量快速增長的重要原因。南方電網綜合能源股份有限公司新能源事業部總經理助理鄭海興透露，2023年一季度，光伏組件平均成本從1.8元/瓦下降到1.3元/瓦，下降幅度近三成。
2021年國家發展改革委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（發改價格〔2021〕1439號）以來，工商業用戶從批發市場買電執行交易電價，交易電價較燃煤基準價上浮幅度普遍接近或達到20%。相比之下，不從電力市場購電而是安裝分布式光伏，對電力用戶而言可以節約一筆可觀的電費成本。此外，無論是全額上網還是自發自用的余量上網，都執行燃煤發電基準價，這意味著分布式光伏的開發商和用戶可以通過固定價格獲得穩定的售電收益，這一價格機制也在一定程度上促進了分布式光伏的發展。
河南省產業發展研究會新能源專業委員會秘書長姚峰認為，光伏材料成本的下降，開發模式的創新，新市場主體的進入及政策加持，共同造就了河南省分布式光伏的快速發展。
近年來，分布式光伏項目在河南從起初的“按戶開發”演進為“集中開發”，布局地點從屋頂延伸到農戶宅基地的庭院，開發商也從傳統能源企業擴展到家電巨頭和地產企業。
公開信息顯示，2022年，家電巨頭創維集團實現營業收入534.91億元，同比增長5.03%，歸屬母公司凈利潤8.27億元，同比下降49.39%。雖然整體業績不佳，但是以分布式光伏為主的新能源板塊成為經營亮點，集團新能源業務收入錄得人民幣119.34億元，較2021年增長191.0%。
三年時間，創維集團的光伏業務已覆蓋全國十余個省份，2022年建成并網運營發電的戶用光伏電站新增超14萬戶，累計建成并網運營戶用光伏電站超過20萬座。
“2022年，河南省新增屋頂光伏超過27萬戶。”姚峰透露，“新主體的進入讓這個行業更‘卷’了。”
而消納的問題早已露出端倪。
2023年4月，河南省發展改革委發布的《河南省新能源和可再生能源發展“十四五”規劃》（以下簡稱《規劃》）顯示，截至2020年底，河南全省可再生能源發電裝機達到3251萬千瓦，占發電總裝機的32%。
《規劃》提到，隨著可再生能源發電裝機規模和占比不斷提高，未來發展也將面臨多重挑戰。一是土地及資源環境約束增強。河南是農業大省，平原地區以耕地為主，且大多為基本農田，山區水土生態較為脆弱，多位于生態紅線內，項目選址較難。二是市場消納形勢日益嚴峻。河南是重要的能源輸入和電力受端省份，可再生能源發展依賴就地消納，不具備外送市場消納條件。自2020年首次出現棄風棄光現象以來，新能源消納形勢日趨嚴峻。
前述光伏及售電行業從業者介紹，雖然受土地資源制約影響，集中式光伏項目在河南發展緩慢，但可以靈活布局的分布式資源依然得到投資者的青睞。從《規劃》來看，河南發展新能源的方向并沒有動搖。
《規劃》提出，到2025年，河南的可再生能源發電裝機目標為5500萬千瓦以上，占全省發電總裝機的40%左右；可再生能源年發電量達到1000億千瓦時左右。“十四五”期間，可再生能源發電量增量在河南全社會用電量增量中的占比超過50%。
2023年2月，河南省住房建設廳發布的《河南省城鄉建設領域碳達峰行動方案》指出，推進整縣屋頂光伏一體化試點建設，到2025年公共機構新建建筑可安裝光伏屋頂面積力爭實現光伏覆蓋率達到50%，新建廠房屋頂光伏面積覆蓋率力爭達到50%。
“此前，電網在一定程度上還可以‘兜底’。”當地一位電力從業者告訴筆者，“但2023年以來，消納壓力增加。河南一個市最高峰時已經反送到500千伏電壓等級了。”
2023年5月，河南省太陽能發電量為29.29億千瓦時，同比增加32.12%，而風電發電量42.47億千瓦時，同比減少3.20%。2023年前5個月，統調火電機組平均利用小時數為1130小時，同比減少432小時。
姚峰說，河南雖然是人口大省、農業大省，但農村也有“空心村”，年輕人外出務工，老年人和孩子留守，用電負荷較小，大量戶用光伏并網導致消納困難，只能送往更高電壓等級，對電網安全穩定運行造成了壓力。
一位電網從業者解釋，目前電網安全穩定運行的計算模型還無法精確到分布式光伏，一旦達到220千伏及以上電壓等級，意味著將增加不可預計的電力潮流，可能會影響電網的暫態穩定性。
來源：《河南能源發展報告（2023）：能源安全保障與綠色低碳發展》，社會科學文獻出版社
“在負荷低迷、光伏大發最嚴重的時段，火電廠只能保持單機運行。”前述電力從業者說。
河南的風電消納也不容樂觀。全國新能源消納監測預警中心發布的2023年5月全國新能源并網消納情況顯示，河南1—5月風電利用率為96.5%，低于新疆。據了解，河南省內個別風電項目5月的棄風率達到10%。
據了解，2023年“五一”期間，除了分布式光伏體量全國第一的山東外，河南也出現了其他電源為分布式“讓路”的情況。不同于山東現貨市場出現的“負電價”，河南的分布式光伏無須為系統調節成本付費。“省內集中式光伏640萬千瓦裝機幾乎全停，火電深度調峰甚至啟停調峰。”一位資深電力項目設計者透露。
前述光伏及售電行業從業者分析，工商業用電負荷的增長不如預期，將加劇分布式光伏就地消納的壓力。其所在售電公司代理的部分基礎原材料生產型企業，2023年6月用電需求平均下降了30%。“在經濟發展承壓的情況下，各方矛盾將凸顯。”
上述項目設計者分析，迎峰度夏期間，雖然負荷水平高，但如果出現極熱無風的情況，晚高峰時段光伏出力下降至零，系統缺口將達到最大，火電必須起到頂峰的作用。而火電長期低出力調峰，將增加頂峰時機組的安全運行壓力，更容易出現鍋爐水冷壁爆管等安全生產問題。
消納壓力各不相同
分布式光伏的消納問題引起了主管部門的關注。2023年6月1日，《國家能源局綜合司關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》（國能綜通新能〔2023〕74號），以下簡稱《通知》）發布。《通知》選擇山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建6個試點省，每個省選取5—10個試點縣（市）開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作。
《通知》提到，隨著分布式光伏等新能源裝機規模持續提升，以及區域電源結構、負荷特性、網架結構、調控方式等不斷變化，部分地區出現調節能力不足、反送功率受限、電壓偏差過大等制約分布式光伏接入的問題。
按照《通知》的安排，試點地區電網企業應組織開展接網承載力及提升措施研究分析，按照低壓配電網承載能力劃分接網預警等級，預警等級通過各省發展改革委（能源局）官方網絡渠道向社會發布。
在《通知》印發的幾乎同時，河南發布了《關于促進分布式光伏發電行業健康可持續發展的通知（征求意見稿）》，提出明確分布式光伏開發紅、黃、綠區域，定期向社會公開。綠色區域優先支持，黃色、紅色區域落實消納條件后再行開發建設。這份文件還提出，持續提升承載能力，堅持就地就近消納，減輕公共電網運行壓力。
據筆者了解，在試點省份中，除河南外，山東也有較大的分布式光伏消納壓力，浙江、廣東壓力相對小。
截至2023年6月底，山東光伏累計并網容量達到4945.8萬千瓦，其中分布式光伏為3571.6萬千瓦，占比達到72.2%。山東累計光伏裝機和分布式光伏裝機均為全國第一。
山東是全國首批電力現貨試點之一，其光伏消納問題在現貨市場上直接表現為“負電價”。2023年“五一”假期，山東省內負荷下降，光伏大發，批發市場出現“負電價”，引發全國關注。
目前，山東分布式光伏還沒有參與電力現貨市場，但由于規模龐大，對現貨市場已產生明顯影響。根據筆者此前報道，即使是平日，山東居民和農業用電已消納不了這么多的分布式光伏發電量，部分電量需要通過政府授權合約賣給市場化用戶。有知情人士透露，雖然山東的電網結構堅強，但是配電變壓器晴天反送電網已接近配網可承受的極限。
實際上，早在2022年和2023年春節，按照“先非戶用、后戶用”的原則，山東省的分布式光伏已經以停運的形式參與了調峰。當前，分布式光伏參與調峰的范圍還在不斷擴大。
2023年6月，山東德州印發了《關于進一步做好分布式光伏并網運行工作的通知》，提出了分布式光伏簽訂并網調度協議、承擔調峰消納責任、配置儲能設施等一系列要求。
德州市發展改革委副主任許慶祥在6月舉行的新聞發布會上表示，近年來，德州市新能源發展勢頭迅猛，發電裝機與發電量逐年倍增，電力負荷增長和電網承載能力有限，客觀存在超出電力系統消納能力、分布式電力向220千伏電壓等級反送電（不滿足國家導則要求）的風險。
山東省棗莊市也開始要求分布式光伏參與調峰。據《國家電網報》消息，2023年1月1日以來，棗莊市并網的分布式光伏在簽訂的發用電合同中被明確要求參與調峰。2023年6月棗莊市能源局印發通知，對2023年前已經并網的分布式光伏發電項目，要通過補充協議明確其調峰責任。
來自長三角和珠三角的分布式光伏投資者暫未感受到消納壓力。
浙江分布式光伏累計裝機全國排名第二。在浙江從事售電業務的潮流能源科技有限公司負責人介紹，浙江地面集中式光伏電站較少，大部分是分布式光伏電站。但和山東、河南這些北方省份相比，由于土地比較稀缺、廠房面積較小，可安裝的分布式光伏容量也不大，同時企業用電量又比較大，因此浙江分布式光伏大部分電量自發自用，余電上網部分較少，電網沒有特別大的消納壓力。
浙江大部分分布式光伏項目采用自發自用、余電上網的形式，全額上網的項目相對較少。上述負責人介紹，這是因為2018年的光伏“531”新政降低了補貼水平，當時光伏組件價格較高，補貼退坡的情況下無法滿足開發商的投資回報率要求，因此全額上網的項目減少。不過，2023年光伏組件價格下降，同時收益預期提高，全額上網的項目又開始多了起來。
浙江還在全國率先嘗試了分布式參與綠電交易，允許分布式電源采用聚合形式參與綠電交易。據國家電網浙江省電力有限公司消息，自2022年2月以來，已有29家聚合商代理浙江省內近2000家分布式電源，達成綠電交易2.39億千瓦時。
分布式光伏參與浙江綠電交易可以獲得北京電力交易中心頒發的綠色電力消費憑證。不過，目前國家可再生能源信息管理中心負責核發的綠證范圍還不包含分布式光伏，因此只有集中式光伏可以同時獲得綠證和電力交易中心出具的綠色消費憑證。
對于廣東的分布式光伏情況，鄭海興介紹，廣東新能源裝機占比小，負荷需求大，網架也比較堅強，分布式光伏消納壓力不大。廣東居民屋頂條件不如河北、山東等北方省份，戶用光伏項目較少，企業更傾向于投資珠三角地區的工商業分布式光伏。
“現在全國真正限制分布式光伏接入電網的地方還很少。”一位在全國多地投資分布式光伏的企業負責人告訴筆者。
多數從業者對消納壓力的感受還不明顯，更直觀的感受還是行業的飛速發展。“區域不是首要考慮的因素，投資項目主要看兩點，第一是企業要保證電費能回收，第二是收益能夠達到目標投資回報率。”
鄭海興介紹，目前光伏成本大幅下降，即使是重慶這樣光照條件較差、過去投資價值不高的地方，現在投資光伏也具有一定的經濟性。由于重慶工商業電價在全國相對較高，企業開始有動力通過投資分布式光伏來節約電費。
他感慨：“現在很多外部資金沖進來，甚至我們的客戶自己都成立了新能源公司。”
體制機制新挑戰
2023年7月4日，國家發展改革委、國家能源局、國家鄉村振興局發布《關于實施農村電網鞏固提升工程的指導意見》，提出要提升農村電網分布式可再生能源承載能力，做好分布式可再生能源發電并網服務，確保農村分布式可再生能源發電“應并盡并”。
為了盡可能消納分布式光伏，姚峰建議通過研究新模式來擴容，以便接入更多分布式能源。例如，將眾多戶用光伏統一匯流升壓在10kV臺區下并網，或者通過安裝遠程控制開關實現分布式光伏可觀可測可控，便于電網調節。
一些地方的電網公司已經在行動。筆者此前報道，在廣東，南方電網廣東電網茂名供電局嘗試將光伏發電直流匯聚后集中逆變并網及采取臺區互濟等多種方式減輕消納壓力。國家電網山東電力公司的研究團隊開發了配電臺區低壓分布式光伏管控App，嘗試對臺區終端的低壓分布式光伏實行動態管控。
傳統上，配電網中只有用戶。分布式光伏接入后，配電網系統中發電與用電并存，配電網的物理特性隨之改變。而隨著分布式光伏裝機規模的增長，圍繞消納問題的討論已經從技術層面延展到了電力系統體制機制的變革。
由于消納壓力增大，各地對分布式光伏的要求也在增多，分布式光伏全額消納且不承擔調節責任的局面正在打破。除了山東等地要求分布式光伏參與調峰以外，河南等多地還推出了分布式光伏配儲的新政策。《河南省分布式光伏接入電網技術指導意見（暫行）》提出，提升分布式光伏接入電網能力的方式有多種，選擇配置儲能的，一般黃色區域不低于裝機容量的15%、2小時，紅色區域不低于裝機容量的20%、2小時。
姚峰認為，電化學儲能是目前輔助調峰最快最有效的解決方案。但對于配置儲能的位置、商業模式等問題，“要有一套完整的解決方案，包括配儲的安全性、必要性、經濟性等，不然很難執行”。
不過他也表示，分布式光伏配儲的一大問題在于，儲能電池壽命通常為8—10年，而光伏電站壽命長達30年，后期必然涉及電池更換問題，如果只算初始投資，企業尚可承擔，但若算上后續更換電池的成本，可能就算不過賬來。
有對成本較為敏感的投資者表達了反對意見：“如果真的要強制配儲，我們就不投了。”還有一些從業者對儲能實際能發揮多大作用持觀望態度。
姚峰指出，分布式光伏配儲要因地制宜，根據不同臺區的電網運行情況而定，不應“一刀切”，有消納條件和負荷響應能力的要慎重配儲，否則會造成資源浪費。
分布式光伏是否應該承擔調節責任？應該承擔哪些具體責任？前述長期關注電力用戶側業態的專家表示，對自發自用、余電上網的分布式光伏項目，更多時候被看作電力用戶，但當它的體量逐漸變大，電力系統實際為這些用戶提供了備用，以保障用戶的用電可靠性。這也意味著發電側從這些用戶獲得的收入減少的同時，配電網層面的實際投資卻在增加。在定價上，應該按照“誰受益誰承擔”的原則進一步厘清責任。而對“擦邊”集中連片開發的分布式光伏，實際上和集中式電站沒有太大區別，理論上也應承擔和集中式電站相同的責任。
謝敬東認為，要求分布式光伏承擔一定的調節責任是合理的。但問題在于，目前輔助服務市場還是以發電側“零和博弈”為主，輔助服務市場的激勵機制無法適應新型電力系統的要求。同時，分布式光伏承擔調節責任，也意味著終端用戶會牽涉其中，用戶的實際用電成本可能會因此產生變化，因此制定政策時需要十分謹慎。
謝敬東解釋，用戶側進入市場，需要建好電力市場治理體系，主要解決四個問題：一是如何評估電能商品價格的合理性；二是用什么措施來保證市場在合理的價格區間運行；三是萬一出現高風險的情況，有什么緊急對策；四是如果防范措施失效，當市場主體違規，有什么法規處置手段。“只有健全了風險防范機制，用戶才能平穩入市。”
2023年7月20日，在光伏行業2023年上半年發展回顧與下半年形勢展望研討會上，國家能源局新能源和可再生能源司新能源處處長邢翼騰表示，隨著分布式光伏裝機規模快速增長，配電網承載力不足的矛盾突出，分布式光伏參與電力市場已經被提上議事日程。要深入研究新能源參與電力市場，積極做好包括分布式在內的光伏發電全面進入電力市場的各項準備。
對于分布式光伏如何參與電力市場，前述專家表示，大原則就是厘清責任，讓市場價格信號能夠通過更直接的方式傳遞到終端用戶，讓零售電價能夠反映供需形勢，“如果沒有價格信號及時反映供需，分布式光伏可能走向野蠻發展”。
“但這個事情難就難在，它是用戶側。”前述專家表示，配網層面的峰谷差很難通過現有的電力市場來解決。如電力輔助服務市場，實際上是在批發市場層面對整個大系統的調節，而分布式光伏是在小的臺區內造成了不平衡。現貨市場的價格信號反映出的供需形勢也主要停留在主網層面，并不反映臺區層面。
隨著配網中分布式電源的不斷增加，分布式能源參與電力市場在國內外受到了更多重視。美國聯邦能源管理委員會（FERC）在2020年通過了2222號法令，為包括分布式發電、儲能及其他用戶側資源參與電力批發市場創造條件。各獨立系統運營商（ISO）和區域輸電運營商（RTO）需要在規定時限內提出各自的市場設計方案和改革推進計劃，以滿足法令要求。交易規則制定、軟件開發、通信條件等都是需要考慮的議題。
如何建立與完善符合分布式光伏發展和電力系統需要的電力市場機制，在謝敬東看來是一項系統工程。他表示，在新型電力系統建設過程中，電力系統的發展業態變得多元復雜、電能相關商品從單一走向多樣、傳統能源及電網公司等的定位也在發生改變，這要求我們針對這些演變特征統籌考慮機制設計，而不是被動應對單個問題，“否則新問題還會不斷出現”。
來源：南方能源觀察
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