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從政策規劃、經濟性、商業模式看分布式光伏未來走向

2017-11-09 09:45:06 北極星太陽能光伏網　點擊量：評論 (0)

2017年國內光伏市場持續爆發，前三季度全國新增光伏發電裝機超過4300萬千瓦，累計超過1 2億千瓦;其中分布式新增超過1500萬千瓦，累計超過2500萬千瓦，分布式光伏新增裝機占比達到36%，尤其是630之后占比增加更為

分布式光伏發電經濟性。對于全國大部分省市區，分布式補貼0.42元/千瓦時從2013以后再沒有做出相應調整，所以實際上，分布式發電的經濟性優勢已經明顯高于集中式光伏電站。

尤其是自發自用余電上網模式經濟性，要高于全額上網的模式。全國大部分地區分布式光伏發電的年保底收益(全額上網模式下)在700-1100元，一些東中部省份收益略低，但由于地方實施電價補貼政策，所以這些地區反倒成為分布式光伏市場主要地區。

分布式光伏發電不同模式下收益差異(來源：ERI/CNREC，2016.12)

各地區分布式光伏發電經濟性(全額上網模式，按照70%的經營期系統效率)

(來源：《電力體制改革形勢下的可再生能源電價機制研究》)

光伏發電平價上網的根本

上文曾經提到2020年甚至更提前一些，要實現光伏發電在銷售側的平價上網。那么光伏平價的根本在于什么?根本就在于光伏產業的技術進步以及產業升級。時璟麗在會上作了這樣一個預測：這里將2017年到2023年分為兩個階段，每個階段分別為三年，從分布式光伏發電成本以及電價需求來看，2020年一到三類地區差不多5毛到7毛就能達到比較明顯的收益，2020年—2023年就是“十四五”中期，分布式光伏基本上可以達到4毛到5毛5的電價收益，這個可以保證比較好的經濟性，可以說4毛到5毛5基本上就可以完全實現平價的目標。

補貼退坡和退出時間點的關鍵在于外部環境

2023年可以實現補貼完全退坡，甚至在上網側完全退坡，但是補貼退坡和退出時間點的關鍵在于外部環境，尤其是對于分布式光伏來說，外部政策環境是最主要的。關鍵是要創新分布式光伏在配電測消納以及市場交易的模式，細化分布式光伏補貼的標準，2020年前全面實現工業用戶銷售側平價。

這里以北京為例做一個分析：

按照70%的總系統效率，考慮2017年下半年投資水平為6500元/千瓦，則電價需求為0.78元/千瓦時。

針對一般工商業用戶來講，如果其自發自用比例達到65%，考慮光伏發電替代電量執行平峰和高峰電價，則已經達到銷售側平價，不需要補貼;如果自發自用比例為33%，則度電補貼需求為0.21元/千瓦時，僅為目前補貼標準的一半。

針對民用電價的居民建筑、學校、醫院等電力用戶，如果自發自用比例達到100%，則度電補貼需求為0.30元/千瓦時，低于目前的補貼標準;由于這些用戶光伏發電系統出力與用電需求在時間上的一致性差，自發自用比例一半較低，如果按照50%的自發自用比例，度電補貼需求為0.36元/千瓦時，現行補貼標準仍有下降空間;如果全部電量輸送到電網，選擇“全額上網”模式，實際收益為0.75元/千瓦時(2017年政策)，選擇“燃煤標桿+度電補貼”模式，實際收益為0.78元/千瓦時。

如果考慮北京地方電價補貼(地方補貼政策為2015-2019年并網發電的分布式光伏項目，補貼標準為0.3元/千瓦時，補貼持續5年)，則相當于增加整個經營期電價補貼0.075元/千瓦時(靜態)、0.12元/千瓦時(動態)。

總體上來講，在今年下半年和明年，達到一定的自發自用比例的工商業用戶光伏已經具備退出補貼條件，工業用戶光伏如果達到一定比例自發自用比例，可以大幅度降低度電補貼，民用電價光伏在部分地區也有少許降低補貼空間。

分布式光伏發電補貼政策建議隔墻賣電收益如何?

下一步對于分布式光伏發電的補貼政策調整，有可能按照用戶類型區分調整分布式光伏的補貼額度，居民建筑光伏、其他分布式光伏區別對待，并且可能要結合其他的機制實時來調整補貼的方式額度。比如們今年實施自愿的綠色電力征收制度，如果明年能夠把強制的綠色電力制度推進進來，并且分布式光伏能夠納入到這種強制的實施范圍內，可能補貼退坡的速度可以稍微更快一些。

還有一點就是要提高分布式光伏自發自用的比例，如何提高?可能需要發揮分布式就地消納的優勢，為分布式光伏參與市場建立公平競爭的平臺。實際上可以結合現在輸配電改革和發售電放開。通俗來說就是隔墻賣電的形式，推進分布式光伏的轉供電，這塊需要創新一個電網服務費用的政策。為什么呢?因為按照現在十幾個省市實施的輸配電價核算制度，電壓越低，輸配電價越高，隔墻賣電時可能要加上2毛左右的輸配電價。此外還要再付出政府性的基金和一些交流網的交叉補貼，實際上可能要增加差不多兩三毛的相應輸配電的費用以及支付的基金費用，那這樣可能還不如直接賣給電網、全額上網。

創新分布式光伏應用商業模式

今年3月份，國家能源局發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》征求意見稿，7個月過去了，還在征求意見階段，沒有正式公布。據時璟麗分析，這個文件出臺難度太大了，因為這個文件把分布式發電都一攬子納進去了，不單單是光伏，生物質能發電、天然氣的分布式發電等等都包含在內，分布式范圍比較大，又希望在全國范圍內實施，因此可能在各方遇到的阻力更大一些。

在時璟麗看來，分布式光伏相對來說是最為成熟的，能否用分布式光伏作為試點，來探索分布式發電的模式，或者在中東部選擇三五個省市來進行近期的試點，之后在進行相應范圍的擴大，這樣逐步來探索供電的相應模式。如果實施這個政策，將有助于擴大分布式光伏市場應用的規模和范圍，這樣就會使多種“光伏+”及其他應用模式，都可以擴大規模，各種新的形式都可以涌現。有可能2020年，尤其是“十四五”期間，分布式可以成為未來應用的最主流的模式。

在《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》中主要提出來三種模式，第一種是轉供電模式，即發電與電力用戶直接電量交易，向電網支付過網費，自發自用及在10/20千伏電壓等級接入且同一變電臺區消納，免收過網費，35/110千伏電壓等級接入且同一變電臺區消納，過網費=本地區最高輸配電價—電力用戶所在電壓等級輸配電價;第二種是“電網代售電并代收電費”模式，分布式發電委托電網代售電，代售價格為“綜合售電價格—過網費(含線損)，可以解決困擾分布式光伏發電“合同管理模式”向電力用戶收電費難、合同執行難等問題，若按照征求意見稿中方案，過網費水平低;第三種是原“余量上網，電網收購”模式，但提高電網收購電價，分布式發電不參與市場化交易，電網收購，收購電價為“燃煤標桿電價+110千伏輸配電價”。

未來如果上述模式推進順利，在2020年之前分布式光伏能夠全面實現市場化直接交易以及競爭的模式，進入到一個不依賴于補貼的市場化競爭模式之后，分布式光伏發電未來的發展潛力將會更廣闊。