三年装机暴增700%之后，分布式光伏该如何融入大电力体系？

　　日前，以“融合创新”为主题的第三届分布式光伏嘉年华在山东济南召开。此次论坛由中国光伏行业协会、光伏們联合主办，包括国家电网、南方电网能源研究院、电力规划设计总院、国网能源研究院、中国电科院以及组件逆变器设备厂商、律师事务所、保险经纪以及证券公司等行业人士共同探讨分布式光伏当下的机遇与挑战以及未来的发展方向。

　　中国光伏行业协会副秘书长王世江博士在致辞中提到，随着公众对光伏发电的了解越来越深入，大量工商业业主正积极推动屋顶分布式光伏的建设，也有越来越多的企业跨界参与到分布式光伏电站投资的队伍中来。但伴随着分布式光伏的大规模发展，电网消纳也逐渐成为新的矛盾点。此次竞价规模的申报，也凸显了这个矛盾，少数光伏建设规模大的地区，已经不再接受新的光伏项目备案，即便是分布式光伏，也受到一定的影响。随着电改的推动，很多企业已经从简单的分布式光伏服务更前进了一步，向着微电网、分布式综合能源服务以及电力市场化交易的新模式迈进。谁预先判断对了形势，谁就能更好的迎接未来。从分布式光伏到分布式能源的道路，是光伏发电融入大电力体系的过程。

　　分布式光伏装机占比近三成，电网挑战加剧

　　从分布式光伏发展的趋势看，国家发改委能源研究所副主任陶冶介绍道，截止2019年5月底，全国光伏发电累计装机容量达到1.821亿千瓦，其中分布式光伏为5439万千瓦，分布式光伏装机占比已经从2015年的13.7%增加至2019年5月的29.8%，发展明显提速。对于未来的发展前景，陶冶认为，从经济性与安全性综合来看，风电、光伏将是未来非化石能源的主力类型。根据非化石能源发展路径，到2030年，我国太阳能发电装机将达到8.5亿千瓦，2050年将超过20亿千瓦。

　　然而，随着分布式光伏装机的快速增长以及占比的提高，也给电网带来了一系列的挑战。根据国家电网数据，截止2018年底，国家电网区域内分布式光伏发电并网累计并网容量4701万千瓦，同时由于分布式光伏电站主要集中在华东、华北以及华中地区，局部高比例分布式光伏的接入改变了配电网的运行特性，局部地区反送电比例甚至达到了80%，不仅增加了电压控制难度，也降低了电能质量水平，给电网安全运行带来了一系列挑战。

　　国家电网电力调度中心副总工程师裴哲义建议，面对当下的情况，一方面要科学有序制定分布式电源发展规划，考虑地区经济发展、用电需求、能源和电网规划评估当地分布式接纳能力，统筹确定分布式电源中长期开发规模，确保安全消纳；同时，完善科学统一的政策体系和并网技术标准，推行自发自用电量高于全部上网电价补贴机制，鼓励分布式电源自发自用和就地消纳，逐步实行峰谷电价；强化需求侧管理，鼓励光储一体化，充分利用精准负荷控制、用户可终端负荷、分布式储能，提高电网灵活性；加强前瞻性研究，针对高比例分布式光伏接入带来的影响，积极开展“源网荷”互动的新型配电网运行控制关键技术、分布式光伏发电市场化交易关键技术以及大规模分布式光伏并网建模仿真方面的研究。最后裴哲义强调了需要强化标准宣传与执行，重点强调了光伏发电并网逆变器技术要求GB/T 37408-2019以及分布式电源接入电网承载能力评估导则DL/T 2041-2019两个技术规则的相关标准与执行。

　　同样的，国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧认为，从分布式电源技术的进步、经济性的提升、新能源规模化发展的需要以及电力体制改革的助推等方面综合分析可以看出分布式光伏是未来能源转型的必然选择。但是在分布式高质量发展过程中，需要综合考虑分布式电源电网的承载力，“后补贴”时期分布式电源项目规模合理管控是实现高质量发展的重要保障，电网消纳成为确定分布式电源项目规模的重要考量。智汇光伏创始人王淑娟在演讲中通过分析竞价规模及电价，明确提到去补贴之后，接网消纳成最关键因素。同时王淑娟指出未来“有偿服务”将成为主流。

　　不同于国家电网区域内电力装机特点，南方电网科学研究室主任马溪原介绍，南方电网区域内55%的电力装机为可再生能源，这其中50%是水电，这使得分布式光伏的接入暂时不存在调度上的问题，弃光问题也仅出现在输送通道欠佳的云南大理、丽江以及贵州毕节等局部地区。此外，马溪原介绍了南方电网区域内的微电网示范工程以及相关智能电网重大示范工程，为南方电网区域内的综合能源服务提供了参考。

　　在后补贴时期，分布式市场化交易正成为行业竞相参与研究的一种模式，2019年国家能源局下发首批分布式市场化交易名单，规模共计165万千瓦，电力规划设计总院处长李振杰认为过网费、电网消纳、三方协议以及交易平台是此次分布式市场化交易的实施重点，未来分布式市场化交易是实现平价上网的重要途径之一，与中长期交易市场、现货市场以及辅助服务市场将更加融合。