分布式发电市场化交易文件释读（十二）

光伏如何可持续发展：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴

　　2017年是中国光伏产业高歌猛进的一年，光伏总装机高达53吉瓦，不但是中国历史上光伏装机规模最高的一年，并且超过曾经的光伏装机第一大国德国过去20多年的光伏装机总量。光伏的快速发展使其成为中国能源革命主力军的前景越来越明朗。

　　2015年4月，国家发展和改革委员会能源研究所发布了“中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究”报告。该报告指出在高比例可再生能源发展情景下，2050年2050年风电和太阳能发电合计为9.66万亿千瓦时，占全部发电量的64%，成为未来绿色电力系统的主要电力供应来源。该报告预测，2050年太阳能发电装机容量可能达到27亿千瓦，以地面光伏电站为主，分布式屋顶光伏约可达到2.6亿千瓦，仅占全部光伏装机量的10%左右。

　　虽然上述报告强调了光伏在能源革命中的重要地位，但明显低估了分布式光伏的潜力。2017年分布式光伏装机量高达19吉瓦，在总装机量的比重高达36%，已远远高于该报告所预测的比重。

　　分布式光伏的比重未来还将持续增长，并将成为光伏的主体发展形式，而分布式光伏获得快速持续发展不仅需要先进光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。这一政策支撑体系的核心可以概括为16个字：就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴。

　　就近建设

　　“就近建设”不同于以往常说的“就近消纳”。

　　“就近消纳”一词在国家能源局的文件中曾出现在2015年的发改办运行〔2015〕2554号文件《开展可再生能源就近消纳试点的通知》中，该文件明确在“可再生能源富集的甘肃省、内蒙古自治区率先开展可再生能源就近消纳试点，为其他地区积累经验，是努力解决当前严重弃风、弃光现象的大胆探索”。新疆和吉林也依据此文件很快制订了可再生能源就近消纳的行动方案。

　　这些地区已经建设了大量的光伏，以及风电，出现了大量弃风弃光的问题，如何就近消纳呢?文件提出的措施包括：

　　1、鼓励可再生能源供热以及实施电能替代，扩大电力消费。

　　2、鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器,实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力。

　　3、积极承接东部产业转移。

　　4、积极加强输电通道和配电网建设,促进可再生能源外送，扩大消纳范围。

　　但就近消纳的潜力远远匹配不了光伏风电发展的规模，关键是因为这些地区总的用电量和用能规模较低。以内蒙古北部某地区的风电光伏就近消纳案例来说，某县区域内年用电量约2亿多千瓦时，而在建的风电光伏的年发电量合计约7亿千瓦时，虽然当地设计了推广各种电能替代技术，全面推广电供热，建设电解水制氢装置，再加上招商引资等举措，仍然无法消纳掉这7亿度风电光伏，还要指望通过输电网外送。

　　这类地区风电光伏过剩以及弃风弃光现象的出现有一定的必然性，因为这类光伏没有遵循就近建设的原则。

　　就近建设是指在用电负荷集中地区建设光伏。从省份上来说优先指广东、江苏、浙江、山东、北京、上海、天津等经济发达省市。例如，全国用电量用高的省份是广东省，2016年全社会用电量5610.13亿千瓦时。在广东省依托现有的配电网，在现有电量中消纳10%的光伏，即560亿电量，技术上的困难很容易解决。560亿电量对应约50吉瓦的光伏装机量。如果按20%的消纳能力测算，则对应约100吉瓦的光伏装机量。北京市的全社会用电量约1000亿千瓦时，若光伏消纳以20%计，相当于200亿千瓦时用电量，大约相当于17吉瓦光伏装机规模，随着北京市用电量的增长，消纳能力还可以提高。北京市有一份研究报告建议2030年北京市设定20吉瓦的光伏发展目标。

　　2017年，我国全社会用电量63077亿千瓦时。以光伏在其中占10-20%粗略测算，可消纳500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若仅考虑其中位于110千伏及以下变电设施供电的部分约60%，总量约3.6万亿千瓦，光伏总装机量也在300吉瓦以上。目前，我国的光伏装机量仅为130吉瓦，因此，中国目前的光伏建设并不缺欠缺消纳能力。

　　以省为单位分析就近建设还是远远不够的，还需要进一步分析用电量高的城市，进一步分析用电量高的工业园区，从而制订就近建设光伏的优先顺序。

　　这些负荷密集地区，不可能像在中国西北地区利用戈壁和荒漠建设大规模的光伏电站，而需要充分利用工业园区和城市的建设用地建设分布式光伏，可利用的装机资源有城市建筑屋顶、建筑南立面，停车场、污水处理厂、自来水厂，以及道路等。在一些情况下，附近的渔塘和大棚等农业设施也能提供了分布式光伏的建设资源。

　　以销定产

　　光伏建设规模和运营应当遵循“以销定产”的原则。 

　　中国辽阔的国土面积上的太阳能资源远远超过当前的用能需求，中国国土面积的1%如果安装上光伏，所发电的就能达到中国目前的全部用电量。依据2016年度中国国土资源公报，2015年底我国建设用地38.6万平方公里，开发强度已达4%，也就是说仅把现有的建设用地的四分之一利用起来建设光伏，发电量就会超过全国用电量，而在戈壁沙漠等非建设用地上建设光伏的资源量还要大得多。因此光伏盲目发展必然会导致过剩。光伏建设不可能无限制扩张，必须遵循“以销定产”的原则。

　　从当前情况考虑，光伏的最优建设规模应当保持在周边电网的消纳能力之内，超过消纳能力的光伏就不应该建太多。针对现阶段的情况，1901 号文件提出了两个衡量标准，标准一是分布式电源馈入配电网的功率不能向110千伏以上传送。标准二是分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷。

　　笔者认为，标准二的优点是容易识别，只要把上年的平均用电负荷调出来，就可以确定分布式发电的最大功率。标准一更科学，也更严格。但难点在于实时数据调用比较困难。根据这两个标准，可以仔细核算出某区域的分布式光伏消纳能力，从而核算出该地区适宜的光伏建设规模。区域的用电量、变电站等输配电设施是动态发展的，因而适宜的光伏建设规模也是在动态变化的。

　　从运营的角度，有些时段如果没有用户购买，或者说无法消纳，这些时段的光伏就没有必要发出来。这在光伏发电规模已经达超过区域最小负荷的情况下有必要考虑。例如，某工业园区的光伏发电规模已经达到了当地中午的最大用电规模，而在春节假期，工厂放假，生产用电负荷大幅下降，园区的分布式光伏发电功率远远超过园区用电负荷，出现光伏发电越来220千伏变电站向外送的情况，此时，安全风险、输电成本大幅上升。从系统最优的角度考虑，这些时间的光伏有必要利用智能弃光技术，主动停发，确保以销定产。明显加大电网安全风险的光伏应少发或不少，不具经济性(在当前考虑补贴情况下)的光伏不应发。在经济性可行的情况下，光伏配上储能建设微能源网是一个值得发展的方向 ，这里的储能可以是储电，储热或储冰等多种能源存储形式，也可以利用电动汽车和电动自行车电池的移动储能。

　　市场交易

　　在电力体制改革大背景下，光伏必然要全面进入市场交易。 

　　分布式光伏因其碎片化的存在形态，以及靠近用电负荷的特点，使得“市场交易”必然成为支撑分布式光伏大规模发展的关键制度支撑。

　　2015年11月发布的电改配套文件中明确了分布式光伏在电力市场中的优先发电权和交易主体地位。《关于推进电力市场建设的实施意见》强调坚持清洁能源优先上网，鼓励可再生能源参与电力市场。《关于推进售电侧改革的实施意见》明确“拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务”。

　　2016年2月份， 国家发改委、能源局、工信部联合发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》提出了微平衡市场交易：建立基于互联网的微平衡市场交易体系，鼓励个人、家庭、分布式能源等小微用户灵活自主地参与能源市场。鼓励企业、居民用户与分布式资源、电力负荷资源、储能资源之间通过微平衡市场进行局部自主交易，通过实时交易引导能源的生产消费行为，实现分布式能源生产、消费一体化。

　　2016年6月底发布的国能科技[2016]200号《国家能源局关于组织实施“互联网+”智慧能源(能源互联网)示范项目的通知》 ，设计了“基于绿色用能灵活交易的能源互联网试点示范”。示范要求：推动绿色能源的灵活自主微平衡交易，实现分布式电源、分布式储能主体，依托配电网和互联网交易平台，实现与个人、家庭级各类微小用能主体间的点对点自主交易。开展分布式电源直供负荷试点，在商业电价较高地区，积极开展分布式电源微平衡交易试点，探索分布式光伏直供工商业或电动汽车机制，实现光伏发电“自发自用、余量交易”，探索风电直供模式。在试点区内探索过网费标准和辅助服务费标准，交易监管等政策创新。

　　输配电价是市场交易的重要基础。配电价格的政策则为分布式光伏市场交易扫清了政策障碍。电改配套文件《有序放开配电网业务管理办法》中明确增量配电区域在配电价格核定前，“暂按售电公司或电力用户接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价扣减该配电网接入电压等级对应的省级电网共用网络输配电价执行。”

　　这一定价原则被1901号文件借鉴，表述为“过网费”，并进一步明确了过网费的计算依据是分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。文件明确，分布式发电市场化交易试点项目中，“过网费”由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。这个计算方法明确了在配电网并网的光伏项目如果就近消纳的话，就不用分摊高压输电线路的输电成本的原则。

　　以北京为例，根据2017-2019北京电网输配电价表测算可知，如果光伏110千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.071元，大工业的过网费为0.0448元。如果光伏在35千伏并网，用户为10千伏用户，则一般工商业的过网费为0.0242元，大工业用户的过网费为0.0205元。

　　分布式光伏的交易双方将就价格进行市场化磋商，其基准价格当然是目前的目录电价。在目录电价的基础上扣减三方面内容，

　　一是过网费，

　　二是按国家有关规定缴纳的政府性基金及附加，

　　三是光伏发电单位对购电单位的优惠。

　　以下因素会影响到价格的确定：

　　1、用户如果有购买绿电的强烈意愿，则愿意付出较高的电价。

　　2、大用户直购电电价或电力交易价格会对光伏的交易价格产生影响。

　　3、未来现货市场模式下，中午光伏的电价有较大降低的可能性。

　　在市场交易模式下，用户可以与光伏售电方签订长达20年的购电协议，也可能只签一至三年，合同到期后，再续约或另行寻找用户签订购电协议。

　　取消补贴

　　只有取消补贴，中国光伏产业才可能真正实现可持续发展。

　　2017年全国光伏装机量53吉瓦，其中分布式光伏19吉瓦，全年光伏补贴金额超过200亿元。2018年及以后几年的新增光伏补贴总额是由光伏装机规模和补贴退坡程度决定的。就目前已经发出的指标而言，2018年普通地面光伏电站的指标为13.9GW，领跑者指标为8GW，第一批光伏扶贫指标为4.186GW，累计已知指标为26.06GW。2018年分布式光伏在分布式发电市场化交易试点的鼓励政策下，总规模大于2017年的19吉瓦可能性很大。

　　以此推算，2018年的光伏装机规模接近或高于50吉瓦的可能性很大。在2018年的补贴政策下，全年新增光伏的补贴金额约在180亿元左右。如果2019年和2020年的光伏装机规模与2017年大体相当，并微有增长，如果2020年是补贴政策的最后一年，那么2020年的光伏补贴规模将超过1000亿。即使2021年起将不再新增补贴，由于补贴政策要持续20年计，光伏产业所需要的补贴总金额将高达2万亿元人民币。如果2022年是新建光伏发放补贴的最后一年，即现有的光伏补贴政策于2023年全部取消。那么总的补贴规模将超过2.5万亿元。

　　这种情况发生的可能性极低，国家财政不可能为光伏产业发放高达2万亿的天量补贴。这样就会出现两种情况，

　　一种是强制降低每年的光伏装机量，并推广光伏电站竞价招标，以减少补贴金额。但装机规模如果大幅下降，显然对光伏产业将是极大的打击。何况，2018年至2020年的光伏指标已经发出不小的规模。

　　第二种情况是，通过全面推广分布式光伏市场化交易快速实现去补贴。在经济发达，电价较高地区，用电侧的光伏平价上网已经实现。以北京为例，2018年，光伏全额上网的电价是0.65元，也就是说光伏的成本低于0.65元每千瓦时的。而北京的一般工商业电价的平均电价是8毛多，再考虑到光伏发电时段主要在中午，而北京在10：00-15：00之间时段则为峰段电价，10千伏用户的电价为1.3782元每千瓦时，这个价格显然远高于光伏的成本。东部沿海地区像北京这样高电价的地区虽然不多，但工商业电价和大工业电价已经高于光伏成本的地区确已经相当多。

　　这使得补贴快速退坡并取消有了可能。 “关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知”甚至明确地表达了全部取消补贴的可能性：“全额就近消纳的项目，如自愿放弃补贴，可不受规模限制”。

　　2018年的试点项目如果按减少补贴20%计算，度电补贴为0.296元。如果2019年分布式光伏全面参与市场化交易，并且把补贴降为0.1-0.15元，2020年全部降为0，在这种情况下，如果严控光伏电站规模，并且在2021年开始取消补贴，那么，光伏产业的全部补贴金额有可能控制在1.6万亿左右。

　　虽然1.6万亿的补贴总额仍然是个非常巨大的数字，但这更强烈地表明全面普及分布式发电市场化交易，全面快速取消补贴的重要性。

　　综上所述，就近建设、以销定产、市场交易、取消补贴是保障光伏产业实现可持续发展，使光伏稳健地成为中国能源革命主力军的关键政策保障。