分布式光伏發展形勢及發電模式探究

中國大唐集團新能源科學技術研究院有限公司 ■ 李芮

0 引言

可再生能源作為發展清潔低碳能源的主攻方向，已成為引領能源產業變革、實現創新驅動發展的源動力。截至2017年，我國可再生能源消費占比達11.7%，已超過全球可再生能源發展水平。在諸多可再生能源中，光伏發電作為一種重要的利用方式，近年來在國內得到了大力發展[1]。其中，分布式光伏發電系統作為一種新型環保電源，能充分利用民宅、廠房、樓宇等相對分散的場地進行安裝，相較于集中式光伏發電系統，其具有發電模塊設計靈活、可就地消納、投資回收期短等特點[2]。目前，由于集中式光伏發電系統存在土地供應緊張、遠距離輸送能力有限、棄光限電現象突顯的問題，為有效解決規模化集中并網光伏發電系統與用戶負載之間存在的不對稱、不平衡現象，加大分布式光伏發電系統的發展力度意義深遠。

1 分布式光伏的發展現狀及前景

自2008 年大型光伏電站特許權招標政策在我國開始實施，一直到2011年光伏電站上網優惠電價政策的出臺[3]，這些政策為我國在光資源充足、建設面積約束性小的西部地區建造規模化大型地面光伏電站提供了有利支撐，從而也確立了大規模光伏電站在光伏市場中的主體地位。分布式光伏主要是在我國東部地區逐步發展起來的，其真正的規模化應用則是從2009年“金太陽示范工程”和“光電建筑應用”的實施開始[4]。經過連續5年的發展，截至2014年底，我國分布式光伏發電系統(包括離網光伏)的累計裝機量為 5 GW，僅占全國光伏發電系統累計裝機量的17.62%[4]。

隨著西部地區土地資源日趨緊張，用電負荷低、消納能力差導致棄光限電問題凸顯，再加上光伏發電具有波動性，不利于大規模輸送， 因此，國家能源局于2013年調整了光伏發展戰略，著力發展分布式光伏，提出“到2020 年分布式光伏裝機量達100 GW，裝機量占比達56%”的目標，預計將超過大型地面光伏電站[5-6]。圖1為2015年與2020年我國光伏裝機量對比圖。

圖1 2015年與2020年我國光伏裝機量目標對比圖

2 分布式光伏發展面臨的挑戰

隨著國內可再生能源產業的快速發展，其發電量占比不斷提升，與此同時，可再生能源電價補貼資金的需求量也在迅猛增長。截至2017年底，可再生能源發電補貼缺口累計達到1127億元，其中，光伏補貼缺口為455億元(占比約為40%)，且呈逐年擴大趨勢[7]。

2016 年底，國內各類 “十三五”發展規劃相繼頒布，其中，《能源發展“十三五”規劃》《電力發展“十三五”規劃》《可再生能源發展“十三五”規劃》《太陽能發展“十三五”規劃》明確指出要進一步降低光伏發電成本、實現平價上網，并推出了補貼退坡計劃。這表明降低發電成本、減少補貼依賴已成為光伏行業發展的方向，實現平價上網已是大勢所趨。但在實際操作過程中，光伏發電補貼退坡直至完全退出市場還面臨一系列問題和諸多挑戰。從以往經驗來看，光伏發電成本變化和電價調整之間普遍存在電價水平降低滯后于成本下降的情況，因此，預計到2020 年光伏項目電價才可能與電網銷售電價相當。

2018年5 月，國家發展和改革委、財政部、國家能源局發布的《關于2018年光伏發電有關事項的通知》(發改能源［2018］823號)中提出：2018年6月1日及以后新投運的采用“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電項目，全電量補貼標準調整為0.32元/kWh(含稅)[8]。與2017年年底的政策相比，調整后的價格又降低了0.05元。同時，由于煤電電價持續低位，全額上網型工商業分布式光伏項目的經濟收益也將進一步降低。

目前全國分布式光伏發電系統的成本平均約為5元/W，具體造價情況如表1所示。補貼下降至0.32元/kWh后，若想保持原有收益率，系統造價成本要下降0.191元/W；若要實現平價上網，則系統造價成本需要下降1.3元/W左右，也就是要達到3.7元/W的水平。這意味著光伏組件、逆變器、BOS的價格需分別下降0.8、0.1、0.4元/W左右[9]。

表1 分布式光伏發電系統造價明細表

與此同時，光伏發電的發展重點從擴大規模轉變為提質增效、推進技術進步，嚴格控制發展規模也成為國家推動行業有序發展、高質量發展的重要手段。在《關于2018年光伏發電有關事項的通知》中，要求分布式光伏發電項目也要納入國家認可的規模管理范圍內，其中明確表明“2018年安排1000萬kW左右規模用于支持分布式光伏項目建設”。值得注意的是，僅2018年第一季度，分布式光伏新增裝機量就已達到769萬kW，1000萬kW的指標已用近八成。截至目前，至于2019年的分布式光伏規模指標是多少，目前還是未知數。

3 分布式光伏未來發展模式探究

面對補貼退坡、嚴控規模的行業現狀，探索發展路徑、創新發展模式已成為分布式光伏未來發展的關鍵所在。

依照國家規定，目前只有4種形式的光伏發電項目不受指標限制：1)小于50 kW的戶用光伏；2)小于6 MW且上網電量不超過50%的分布式光伏電站；3)大于6 MW、小于20 MW且全部自用的分布式光伏電站；4)參與電力市場化交易的項目。由此可見，對于“踩下剎車”的分布式光伏規模指標而言，未來分布式光伏具有裝機量小、“自發自用”比例高的特點，而且能夠參與市場交易的分布式光伏發電系統的競爭力將大幅提高。

近年來，除戶用系統外，多數分布式光伏發電系統均建在有一定用電負荷的工商業園區內，通常利用工業廠房屋頂或園區內的空地搭建，裝機量從kW級到MW級不等。但由于光伏發電系統夜間不能發電，且其隨氣候變化的波動性較強，因此，其不能保障持續可靠的電力輸出[10]。若為分布式光伏發電系統配備一定容量的儲能，不僅可在夜間為園區提供電能，減少從外部電網購電的比例，還能減少白天光伏發電系統的波動問題，可根據用電負荷實際情況進行削峰填谷，提高“自發自用”電量的比例，提高項目投資收益率[10]。圖2、圖3分別為加入儲能前、后負荷的需求容量及負荷的缺電率對此情況。

圖2 加入儲能前、后負荷的需求容量對比情況

圖3 加入儲能前、后負荷的缺電率對比情況

此外，利用太陽能的熱效應，增加集熱、換熱和儲熱系統，實現光伏發電、供熱一體化，也是提高項目投資收益的有效途徑。

在配備儲能設備的分布式光伏發電系統中，若光伏發電系統的發電能力大于所需的用電負荷，也可積極參與市場化交易，利用峰谷電價差進行盈利。表2為各類資源區電價表，由表2可知，在光伏時段電價中，Ⅲ類資源區的企業日常用電成本最高，一般工商業用電價格為0.8739元/kWh，大工業用電價格為0.7572元/kWh；Ⅱ類資源區的一般工商業峰谷電價差最高，為0.7070元/kWh，Ⅲ類資源區的大工業峰谷電價差最高，為0.6385元/kWh。由于一般工商業的用電價格較高，故采用此類峰谷電價更適合套利。經測算，目前增加儲能的光伏發電系統所投入的運營成本正在以每年15%的速度下降[11-13]。因此，高效率、低成本的儲能將是未來分布式光伏實現平價上網的重大推動因素。

表2 各類資源區電價表 (單位：元/kWh)

此外，可考慮在工商業園區內配備一定數量的直流和交流充、換電樁，搭建光伏電動汽車充、換電站，如圖4所示。系統可采取“自發自用，余電上網”的分布式光伏并網模式，白天光伏所發電力直接通過直流充電樁給電動汽車充電，無需換流器變換；當用電負荷較低時，多余電量可供給儲能電池組，也可經雙向換流器并網送出。夜間充電時，主要由電網供電。同時，儲能電池組可在連續陰雨天、電網斷電時供電。這種模式不僅能夠實現能源的高效利用，還可以為分布式光伏發電項目增加充電電費、服務費和停車費等收入[14-15]。

圖4 光伏電動汽車充、換電站方案示意圖

4 結論

在資源緊張、棄光限電的大背景下，分布式光伏得以快速發展。但近兩年來由于增長勢頭過猛，產生了與電網發展不協調及可再生能源補貼缺口持續加大等問題，分布式光伏也面臨嚴控規模和補貼退坡的挑戰。本文對我國分布式光伏的發展現狀、前景及面臨的挑戰進行了分析，在國家不斷降低分布式光伏發電項目補貼，以及持續深化分布式光伏市場化交易的政策環境下，通過增加儲能、熱利用、充換電等系統，豐富和完善分布式光伏項目的技術模式、商業模式和運行模式，是促進產業持續向好發展的必由之路。