分布式光伏应有哪些政策支撑

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生力军的前景越来越明朗。

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的光伏技术作支撑，更需要相应的政策支撑体系。笔者认为，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。

就近建设是指在用电负荷集中地区建设光伏，优先指广东、江苏、浙江、山东、北京、上海、天津等经济发达省市。2017年，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，还需要进一步分析出省内用电量高的城市，再进一步分析用电量高的工业园区，从而制定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。

以销定产

中国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，所发的电就能达到中国目前的全部用电量，因此光伏盲目发展就会导致过剩。光伏建设不可能无限制扩张，必须遵循“以销定产”的原则。

从建设的角度而言，光伏的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(《开展分布式发电市场化交易试点的通知》)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。

从运营的角度看，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超过区域最小负荷的情况下有必要考虑。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发，不具经济性(在当前考虑补贴情况下)的光伏不应发。

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”必然成为分布式光伏大规模发展的关键制度支撑。

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，并表述为过网费，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原则。

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。

而对于价格，以下因素会有影响：一是用户如果有购买绿电的强烈意愿，则愿意付出较高的电价;二是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;三是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1~3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

补贴政策对中国光伏发展具有至关重要的影响。

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。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，并略有增长，作为补贴政策的最后一年，那2020年的光伏补贴规模将超过1000亿元。即使2021年起将不再新增补贴，由于补贴政策要持续20年计，光伏产业所需要的总的补贴金额将高达2万亿元人民币。

上述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。更何况，2018年~2020年的光伏指标现已发出去的规模已经不小。

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。这使得补贴快速退坡并取消成为可能。“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1.6万亿元左右。

虽然1.6万亿元的补贴总额仍然是个非常巨大的数字，但这更进一步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、取消补贴是保障分布式光伏实现可持续发展，成为中国能源革命的生力军的关键政策支撑体系。

(作者单位：何继江，清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室;丁琰妍，华北电力大学。)