分布式光伏應有哪些政策支撐

2017年是中國光伏產(chǎn)業(yè)高歌猛進的一年，光伏總裝機高達53吉瓦，不但是中國歷史上光伏裝機規(guī)模最高的一年，并且超過曾經(jīng)的光伏裝機第一大國德國過去20多年的光伏裝機總量。光伏的快速發(fā)展使其成為中國能源革命生力軍的前景越來越明朗。

分布式光伏的比重未來還將持續(xù)增長，并將成為光伏的主體發(fā)展形式，而分布式光伏獲得快速持續(xù)發(fā)展不僅需要先進的光伏技術作支撐，更需要相應的政策支撐體系。筆者認為，這一政策支撐體系的核心可以概括為16個字：就近建設、以銷定產(chǎn)、市場交易、取消補貼。

就近建設

“就近建設”不同于以往常說的“就近消納”。

“就近消納”一詞在國家能源局的文件中曾出現(xiàn)在2015年的發(fā)改辦運行〔2015〕2554號文件《開展可再生能源就近消納試點的通知》中，該文件明確在“可再生能源富集的甘肅省、內蒙古自治區(qū)率先開展可再生能源就近消納試點，為其他地區(qū)積累經(jīng)驗，是努力解決當前嚴重棄風、棄光現(xiàn)象的大膽探索”。新疆和吉林也依據(jù)此文件很快制訂了可再生能源就近消納的行動方案。

就近建設是指在用電負荷集中地區(qū)建設光伏，優(yōu)先指廣東、江蘇、浙江、山東、北京、上海、天津等經(jīng)濟發(fā)達省市。2017年，全社會用電量63077億千瓦時。以光伏在其中占10%~20%粗略測算，可消納500吉瓦~1000吉瓦的光伏。若僅考慮其中位于110千伏及以下變電設施供電的部分約60%，總量約3.6萬億千瓦，光伏總裝機量也在300吉瓦以上。目前，我國的光伏裝機量僅為130吉瓦。因此，中國目前的光伏建設并不欠缺消納能力。

以省為單位分析就近建設還是遠遠不夠的，還需要進一步分析出省內用電量高的城市，再進一步分析用電量高的工業(yè)園區(qū)，從而制定就近建設光伏的優(yōu)先順序。這些負荷密集地區(qū)，不可能像在中國西北地區(qū)利用戈壁和荒漠建設大規(guī)模的光伏電站，而需要充分利用工業(yè)園區(qū)和城市的建設用地建設分布式光伏。

以銷定產(chǎn)

中國國土面積上的太陽能資源遠遠超過當前的用能需求，中國國土面積的1%如果安裝上光伏，所發(fā)的電就能達到中國目前的全部用電量，因此光伏盲目發(fā)展就會導致過剩。光伏建設不可能無限制擴張，必須遵循“以銷定產(chǎn)”的原則。

從建設的角度而言，光伏的建設規(guī)模應當保持在周邊電網(wǎng)的消納能力之內，超過消納能力的光伏就不應該建太多。針對現(xiàn)階段的情況，1901號文件(《開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》)提出了兩個衡量標準：標準一是分布式電源饋入配電網(wǎng)的功率不能向110千伏以上傳送。標準二是分布式發(fā)電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷。

筆者認為，標準二的優(yōu)點是容易識別，只要把上年的平均用電負荷調出來，就可以確定分布式發(fā)電的最大功率。標準一更科學，也更嚴格。但難點在于實時數(shù)據(jù)調用比較困難。根據(jù)這兩個標準，可以仔細核算出某區(qū)域的分布式光伏消納能力，從而核算出該地區(qū)適宜的光伏建設規(guī)模。區(qū)域的用電量、變電站等輸配電設施是動態(tài)發(fā)展的，因而適宜的光伏建設規(guī)模也是在動態(tài)變化的。

從運營的角度看，有些時段如果沒有用戶購買，或者說無法消納，這些時段的光伏就沒有必要發(fā)出來。這在光伏發(fā)電規(guī)模已經(jīng)超過區(qū)域最小負荷的情況下有必要考慮。從系統(tǒng)最優(yōu)的角度考慮，這些時間的光伏有必要利用智能棄光技術，主動停發(fā)，確保以銷定產(chǎn)。明顯加大電網(wǎng)安全風險的光伏應少發(fā)或不發(fā)，不具經(jīng)濟性(在當前考慮補貼情況下)的光伏不應發(fā)。

市場交易

分布式光伏因其碎片化的存在形態(tài)，以及靠近用電負荷的特點，使得“市場交易”必然成為分布式光伏大規(guī)模發(fā)展的關鍵制度支撐。

輸配電價是市場交易的重要基礎。配電價格的政策則為分布式光伏市場交易掃清了政策障礙。電改配套文件《有序放開配電網(wǎng)業(yè)務管理辦法》中明確增量配電區(qū)域在配電價格核定前，“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價扣減該配電網(wǎng)接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)共用網(wǎng)絡輸配電價執(zhí)行。”

這一定價原則被1901號文件借鑒，并表述為過網(wǎng)費，并進一步明確了過網(wǎng)費的計算依據(jù)是分布式發(fā)電市場化交易雙方所占用的電網(wǎng)資產(chǎn)、電壓等級和電氣距離。文件明確，分布式發(fā)電市場化交易試點項目中，“過網(wǎng)費”由所在省(區(qū)、市)價格主管部門依據(jù)國家輸配電價改革有關規(guī)定制定，并報國家發(fā)展改革委備案。“過網(wǎng)費”核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網(wǎng)公共網(wǎng)絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發(fā)電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。這個計算方法明確了在配電網(wǎng)并網(wǎng)的光伏項目如果就近消納的話，就不用分攤高壓輸電線路的輸電成本原則。

分布式光伏的交易雙方將就價格進行市場化磋商，其基準價格是目前的目錄電價。在目錄電價的基礎上扣減三方面內容，一是過網(wǎng)費;二是按國家有關規(guī)定繳納的政府性基金及附加;三是光伏發(fā)電單位對購電單位的優(yōu)惠。

而對于價格，以下因素會有影響：一是用戶如果有購買綠電的強烈意愿，則愿意付出較高的電價;二是大用戶直購電電價或電力交易價格會對光伏的交易價格產(chǎn)生影響;三是未來現(xiàn)貨市場模式下，中午光伏的電價有較大降低的可能性。

在市場交易模式下，用戶可以與光伏售電方簽訂長達20年的購電協(xié)議，也可能只簽1~3年，合同到期后，再續(xù)約或另行尋找用戶簽訂購電協(xié)議。

取消補貼

補貼政策對中國光伏發(fā)展具有至關重要的影響。

2017年全國光伏裝機量53吉瓦，其中分布式光伏19吉瓦，全年光伏補貼金額超過200億元。在2018年的補貼政策下，全年新增光伏的補貼金額約在180億元左右。如果2019年和2020年的光伏裝機規(guī)模與2017年大體相當，并略有增長，作為補貼政策的最后一年，那2020年的光伏補貼規(guī)模將超過1000億元。即使2021年起將不再新增補貼，由于補貼政策要持續(xù)20年計，光伏產(chǎn)業(yè)所需要的總的補貼金額將高達2萬億元人民幣。

上述情況發(fā)生的可能性極低，國家財政不可能為光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)放高達2萬億的天量補貼。這樣就會出現(xiàn)兩種情況，一種是強制降低每年的光伏裝機量，并推廣光伏電站競價招標，以減少補貼金額。但裝機規(guī)模如果大幅下降，顯然對光伏產(chǎn)業(yè)將是極大的打擊。更何況，2018年~2020年的光伏指標現(xiàn)已發(fā)出去的規(guī)模已經(jīng)不小。

第二種情況是，通過全面推廣分布式光伏市場化交易快速實現(xiàn)去補貼。在經(jīng)濟發(fā)達、電價較高地區(qū)，用電側的光伏平價上網(wǎng)已經(jīng)實現(xiàn)。這使得補貼快速退坡并取消成為可能。“關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知”甚至明確地表達了全部取消補貼的可能性：“全額就近消納的項目，如自愿放棄補貼，可不受規(guī)模限制”。

2018年的試點項目如果按減少補貼20%計算，度電補貼為0.296元。如果2019年分布式光伏全面參與市場化交易，并且把補貼降為0.1~0.15元，2020年全部降為0，在這種情況下，如果嚴控光伏電站規(guī)模，并且在2021年開始取消補貼，那么，光伏產(chǎn)業(yè)的全部補貼金額有可能控制在1.6萬億元左右。

雖然1.6萬億元的補貼總額仍然是個非常巨大的數(shù)字，但這更進一步地表明全面普及分布式發(fā)電市場化交易、全面快速取消補貼的重要性。

綜上所述，就近建設、以銷定產(chǎn)、市場交易、取消補貼是保障分布式光伏實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展，成為中國能源革命的生力軍的關鍵政策支撐體系。

(作者單位：何繼江，清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院政策發(fā)展研究室;丁琰妍，華北電力大學。)