分布式光伏發展形勢研究及前景展望

劉潤寶，謝玉榮，周宇昊

(華電電力科學研究院有限公司 國家能源分布式能源技術研發(實驗)中心，浙江省蓄能與建筑節能技術重點實驗室，浙江 杭州 310000)

1 引言

近年來，我國光伏、風電等可再生能源發展迅速，建設規模不斷擴大，加上地理上發電和用電區域中心錯位，出現了棄風棄光棄水和補貼資金不足等問題，導致了光伏補貼逐年減少，且建設指標緊張，形勢非常嚴峻。在新的形勢下，之前盲目追求裝機容量的發展模式已經難以為繼，降低成本、提質增效才是未來產業發展的方向。國家出臺了很多引導分布式光伏健康發展的政策和指示，而國內一些企業則以創新求發展，分布式光伏涌現出了多種新模式，迎接新形勢下的挑戰。

2 分布式光伏發展形勢研究

為有效解決這些問題，2017年底，國家發改委下發《國家發展改革委員會關于全面深化價格機制改革的意見》，文件指出，要完善可再生能源價格機制，根據技術進步和市場供求，實施光伏等新能源標桿上網電價退坡機制，至2020年實現光伏上網電價與電網銷售電價相當的目標。[1]由此可見，接下來兩年，光伏上網電價還將呈逐年退坡的趨勢，直至與電網銷售電價相當，即光伏發電平價上網。

針對光伏發電的規范管理，2018年5月，國家發展改革委員會、財政部、國家能源局聯合發布《關于2018年光伏發電有關事項的通知》中特別強調合理把握發展節奏，優化光伏發電新增建設規模，同時加快光伏發電補貼退坡，降低補貼強度，并發揮市場配置資源的決定性作用，進一步加大市場化配置項目力度。在光伏發電全面實現無補貼平價上網前，對于不需要國家補貼的光伏發電項目，由地方按《國家發展改革委 國家能源局關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》(發改能源〔2019〕19號)規定自行組織建設；對于需要國家補貼的新建光伏發電項目，原則上均應按本通知由市場機制確定項目和實行補貼競價。[2]

2019年4月，國家發展改革委員會價格司發布了2019年光伏電價政策，集中式電站標桿上網電價改為指導價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類地區電價分別為： 0.4元/(kW·h)、0.45元/(kW·h)、0.55元/(kW·h)(均含稅)。集中式光伏電站上網電價通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區指導價；工商業分布式光伏，“自發自用，余電上網”的項目按全電量0.1元補貼，全額上網項目上網電價則按照所在資源區集中式電站指導電價管理。能源主管部門統一實行市場競爭方式配置的工商業分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區指導價，且補貼標準不得超過每0.10元/(kW·h)[3]。具體電價如表1所示。

由圖1可看出，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類地區光伏電站上網電價及分布式光伏補貼均明顯地呈逐年下降的趨勢。

圖1 光伏電價逐年退坡趨勢

表1 各類地區近年來光伏電價

3 行業發展狀況

3.1 電站建設情況

近年來，我國光伏發電發展非常迅速，連續數年裝機容量和發電量均列世界第一。根據國家能源局發布的統計信息，截至2018年底，全國光伏發電裝機達到1.74億kW，較上年新增4426萬kW，同比增長34%。其中集中式電站12384萬kW，較上年新增2330萬kW，同比增長23%；分布式光伏5061萬kW，較上年新增2096萬kW，同比增長71%。2018年，全國光伏發電量1775億kW·h，同比增長50%；平均利用小時數1115 h，同比增加37 h。2018年，全國光伏發電棄光電量54.9億kW·h，同比減少18.0億kW·h；棄光率3%，同比下降2.8%。

從地理分布看，集中式光伏新增裝機較多的省份有江蘇、河北、山西、內蒙古、寧夏、青海、陜西、安徽等省份；分布式光伏新增裝機較多的省份有浙江、山東、江蘇、河南、河北、山西、安徽、廣東等省份。由此可見，相比以往主要分布在西北地區的地理格局，2018年新增的光伏裝機分布重心往東南方向移動，特別是分布式光伏尤為明顯。

由以上數據可看出，我國光伏裝機容量仍在增加，其中集中式光伏增長速度有所緩慢，分布式光伏則增長迅速。發電量和利用小時數均有較大幅度提升，棄光電量和棄光率均有一定程度改觀。空間分布上看，華東和華北地區發展迅速，發電與用電的地理中心逐漸靠近，更利于光伏發電的傳輸和消納，由此可見，近幾年我國的光伏調控政策初見成效，在促進光伏發電消納方面取得了顯著成效，結構日趨合理。光伏發電從以往完成量的指標逐漸轉向質的追求，有利于光伏產業朝著更健康的方向發展。

3.2 產業技術革新與造價變化

近年來，我國光伏產業化技術發展迅速，各個環節均有技術更新，光伏產業的技術革新正處于前所未有的高速發展階段。新出現的工藝主要有：多晶硅料環節冷氫化技術通過循環利用副產品制造生產原料，大幅降低工藝能耗及成本；硅片環節金剛線切割替代砂漿線，降低單片成本的同時提升產能；電池片環節PERC 技術降低光電損失；細柵線提升電池片有效受光面積，從而提升電池片發電效率；組件環節半片技術減少遮擋電量損失；雙面技術利用光伏組件背面發電，提升光伏電站發電收益。此外，諸如多晶硅的顆粒硅技術，電池片的HJT、IBC、黑硅等技術或工藝，均在不斷更新現有產線的生產工藝[4]。

技術上日新月異的變革，以及產品規模化效應，近年來我國光伏組件成本逐年下降，也使得光伏發電項目建設成本大幅下降。目前國內主流光伏組件價格大多在1.5～2元/W之間，光伏電站建設成本大多在4～5元/W左右。在可預期的時間里，光伏組件及電站建設成本還會出現一定程度的下降。

3.3 主要面臨的問題和困難

在新的形勢下，光伏發電的發展將遇到以下問題和困難。

(1)光伏發電補貼逐年退坡，這兩年尤其明顯，需公開競標建設。

(2)光伏建設指標收縮，大量棄光棄風棄水地區甚至不再批指標。

(3)優質項目資源基本已被利用，有經濟價值項目日趨減少。

4 未來形勢展望

4.1 補貼退坡與平價上網的過渡

我國光伏產業鏈完整，發展潛力巨大。光伏產業是我國為數不多的、能夠同步參與國際競爭、具有產業化優勢的行業，從長遠看，國家支持光伏產業往更廣闊的空間發展。根據水電水利規劃設計總院的研究數據，2030年我國風電和光伏發電裝機總容量將達到12億kW。將較2018年底3.6億kW的總容量凈增2倍，期間年均新增裝機將超過7000萬kW，繼續呈現高速增長態勢，發展空間較大。

雖然近年新政策出臺，光伏電價補貼退坡明顯，在短期內，會使得光伏市場需求出現較大幅度下降，光伏制造行業也將受到一定程度影響，但是短期的困境有助于光伏行業自我更新升級，從而健康長久地發展，從以往拼規模、拼速度、拼價格轉向拼質量、拼技術、拼效益，從以往粗放式發展轉向精細化發展，推進平價上網早日實現。

之前盲目追求裝機容量的發展模式難以為繼，降低成本、提質增效才是未來產業發展的方向，已經是光伏業內形成的共識。部分先進的光伏企業已經作為先行者開啟了光伏平價上網的嘗試。國家能源局公布了2019年第一批光伏發電平價上網項目名單，項目個數為168個，總裝機規模1478萬kW[5]。

4.2 新形勢下分布式光伏模式

4.2.1 自發自用余電上網模式

常規的分布式光伏模式，自發自用，余電上網。由于工商業電價較高，部分地區電價超過1元/kW·h，再加上0.1元/kW·h，如有合適的建設條件，如利用大型建筑或廠房屋頂，可實現項目贏利。

4.2.2 光伏與燃氣分布式能源站結合的模式

光伏與燃氣分布式能源站結合，通過燃氣分布式能源站的廠用電完全消納光伏所發電量，實現100%消納。此模式等同于光伏所發電量借燃氣分布式發電站的平臺上網，即光伏發電的電價以分布式能源站上網電價作為基本計價(一般高于0.6元/(kW·h))，明顯高于全額上網的電價(即便Ⅲ類地區，也只有0.55元/(kW·h))，具有更好的經濟效益。

4.2.3 微網消納模式

在負荷中心建設微網系統，統一調控發電側與用電側之間的供需關系，就近消納，避免遠距離輸送。由于有微網系統小范圍內調配電力消納，因此自用比例大于常規的自發自用余電上網的模式。

4.3 經濟效益分析

以1MW分布式光伏與燃氣分布式能源站結合項目為例，分布式能源站的上網電價按0.6元/(kW·h)，另加0.1元/(kW·h)的國家補貼，造價按5元/W計算，地理坐標及光資源參考廣州地區，分布式光伏由分布式能源站員工代管，不安排專門人員，建設場址利用電廠屋頂或閑置土地，不考慮租金，其余參數參考行業相關規定。經計算，自有資金內部收益率為22.71%，10.64年可回收成本，在投資、發電量、電價等客觀條件發生變化時候，具有較強的抗風險能力。以上述計算參數為基準，其他條件不變，電價的平衡點在0.48元/(kW·h)左右，造價的平衡點在6元/W左右。敏感性分析如圖2所示。

圖2 分布式光伏收益敏感性分析

5 結論

目前，光伏發電正在從以往完成量的指標逐漸轉向質的追求，補貼退坡，乃至平價上網已經是不可逆轉的趨勢，然而光伏組件造價下降，商業模式創新，使得分布式光伏仍有可能獲得經濟效益。面對新的形勢下的挑戰，國家出臺了很多引導分布式光伏健康發展的政策和指示，各光伏發電企業也如能把握好契機，將迎來新一輪的發展。