集中式光伏，單體裝機容量大、占地面積大、布局緊湊；分布式光伏，裝機容量小、占地面積小、布局分散。一直以來，集中式光伏是我國光伏發電裝機規模增長的主要力量。然而，近年來，這一情況正在發生改變。日前，國家能源局在2023年四季度新聞發布會上透露，今年前三季度，全國分布式光伏新增裝機6714萬千瓦，占全部光伏新增裝機的52%。
中國光伏行業協會副秘書長、新聞發言人劉譯陽在第七屆分布式能源嘉年華上指出，分布式光伏新增裝機已經連續3年占比達到50%以上。上半年，全國分布式光伏發電項目EPC招標規模已超過3000萬千瓦。
項目投資風險增加
“與分布式光伏新增裝機對應的是，越來越多企業和資本進入分布式光伏投資領域。另外，風電、儲能等分散式能源和綜合能源的發展也為分布式光伏市場添了一把火。”劉譯陽說，“分布式能源正逐漸成為一個具備萬億級潛力空間的新興市場。不過，在調峰、消納壓力下，項目收益不確定性開始增長，原先的開發模式可能無法適應新形勢。”
國家電投集團山東電力工程咨詢院綜合智慧能源事業部設計總負責人國新毅直言，分布式光伏從享受補貼向參與電力現貨市場轉變，增加了項目投資風險。“光伏特性決定其沒有較好的調節能力，參與電力現貨市場后，可能導致負電價。”
國家發改委能源研究所研究員時璟麗表示，戶用光伏發電項目在某些省份并網消納的形勢非常嚴峻。一方面配電側可接入容量有限，特別是農村電網普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區域出現配變、線路、主變上送重過載問題。近一年來，冀魯豫部分市縣配電網臺區與線路承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，暫停了380伏側的并網申請，待擴容后再開放；另一方面，戶用光伏基本全部采用全額上網模式，在滲透率較高地區存在部分時段戶用光伏所發電量從380伏逐級升壓甚至向110千伏以上高電壓等級電網反送電情況，降低了經濟性。
開發模式有待轉變
華能新能源股份有限公司副總經理呂東穎表示，分布式能源是構建新型電力系統的必然產物，是推動新型電力系統建設的重要一極。我國能源發展方式正由集中式、粗放式向分布式、集約、高效、綠色轉變。
如何破局？“我們需要轉變從前的‘重發輕供不管用’的開發思維，主動創新求變，加強商業模式創新，提升抗風險能力。”國新毅說，“從電力現貨市場價格趨勢來看，電價呈現下降趨勢。可以結合儲能、制冷加熱系統或就地消納，增強分布式光伏調節能力。具備一定的調節能力，就具備一定的調整空間，對電價波動的承受能力也將提升。”
北京如實智慧電力科技有限公司研究院院長張仕元認為，當下，一些地區要求配置儲能，倒逼投資方探索更多的方式提高項目收益。依托物聯網設備、數字化先進技術，搜集分布式光伏發電項目和儲能項目運行數據，基于高級算法精細參與電力現貨市場，希望實現增值。
探索市場化新模式
時璟麗表示，2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小時數分別為1029、1079、553小時，較“十三五”年均850小時呈現逐年顯著增加態勢，這是分布式光伏產品制造、開發建設水平、運行效率質量提升的綜合體現。上半年，分布式光伏發電量超過1000億千瓦時，在全部光伏發電量中占比38%，在電力負荷區就地就近供電方面發揮了越來越大的作用。
主管部門正不斷完善政策，鼓勵分布式光伏參與電力現貨市場。日前，國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》提出，進一步擴大經營主體范圍，加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。
中國電科院新能源研究中心太陽能發電實驗與檢測中心主任張軍軍認為：“明年分布式光伏發電項目的并網壓力會越來越大，要求也會越來越高。雖然行業內部都有相應的解決方案，但有成本代價。這些成本由誰承擔？用最經濟的技術手段解決問題，是一段時間內行業要共同面對的問題。”
時璟麗認為，按照近期組件價格1.2元/瓦、不含儲能的靜態初始投資3.4元/瓦、年等效利用小時數1100小時簡單測算，綜合電價達到0.32元/千瓦時項目即可達到合理收益率。在有一定自發自用比例電量的情況下，企業自投項目分布式光伏經濟性更好，采用合同能源管理商業模式可以實現開發企業、用電企業、建筑業主多方共贏。
中國光伏行業協會副秘書長、新聞發言人劉譯陽在第七屆分布式能源嘉年華上指出，分布式光伏新增裝機已經連續3年占比達到50%以上。上半年，全國分布式光伏發電項目EPC招標規模已超過3000萬千瓦。
項目投資風險增加
“與分布式光伏新增裝機對應的是，越來越多企業和資本進入分布式光伏投資領域。另外，風電、儲能等分散式能源和綜合能源的發展也為分布式光伏市場添了一把火。”劉譯陽說，“分布式能源正逐漸成為一個具備萬億級潛力空間的新興市場。不過，在調峰、消納壓力下，項目收益不確定性開始增長，原先的開發模式可能無法適應新形勢。”
國家電投集團山東電力工程咨詢院綜合智慧能源事業部設計總負責人國新毅直言，分布式光伏從享受補貼向參與電力現貨市場轉變，增加了項目投資風險。“光伏特性決定其沒有較好的調節能力，參與電力現貨市場后，可能導致負電價。”
國家發改委能源研究所研究員時璟麗表示，戶用光伏發電項目在某些省份并網消納的形勢非常嚴峻。一方面配電側可接入容量有限，特別是農村電網普遍薄弱，隨著戶用光伏大量接入，很多區域出現配變、線路、主變上送重過載問題。近一年來，冀魯豫部分市縣配電網臺區與線路承載能力已達到飽和，戶用光伏在380伏側接入已無容量可用，暫停了380伏側的并網申請，待擴容后再開放；另一方面，戶用光伏基本全部采用全額上網模式，在滲透率較高地區存在部分時段戶用光伏所發電量從380伏逐級升壓甚至向110千伏以上高電壓等級電網反送電情況，降低了經濟性。
開發模式有待轉變
華能新能源股份有限公司副總經理呂東穎表示，分布式能源是構建新型電力系統的必然產物，是推動新型電力系統建設的重要一極。我國能源發展方式正由集中式、粗放式向分布式、集約、高效、綠色轉變。
如何破局？“我們需要轉變從前的‘重發輕供不管用’的開發思維，主動創新求變，加強商業模式創新，提升抗風險能力。”國新毅說，“從電力現貨市場價格趨勢來看，電價呈現下降趨勢。可以結合儲能、制冷加熱系統或就地消納，增強分布式光伏調節能力。具備一定的調節能力，就具備一定的調整空間，對電價波動的承受能力也將提升。”
北京如實智慧電力科技有限公司研究院院長張仕元認為，當下，一些地區要求配置儲能，倒逼投資方探索更多的方式提高項目收益。依托物聯網設備、數字化先進技術，搜集分布式光伏發電項目和儲能項目運行數據，基于高級算法精細參與電力現貨市場，希望實現增值。
探索市場化新模式
時璟麗表示，2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小時數分別為1029、1079、553小時，較“十三五”年均850小時呈現逐年顯著增加態勢，這是分布式光伏產品制造、開發建設水平、運行效率質量提升的綜合體現。上半年，分布式光伏發電量超過1000億千瓦時，在全部光伏發電量中占比38%，在電力負荷區就地就近供電方面發揮了越來越大的作用。
主管部門正不斷完善政策，鼓勵分布式光伏參與電力現貨市場。日前，國家發改委、國家能源局聯合發布的《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》提出，進一步擴大經營主體范圍，加快放開各類電源參與電力現貨市場。按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節點，現貨試點地區結合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場，探索參與市場的有效機制。
中國電科院新能源研究中心太陽能發電實驗與檢測中心主任張軍軍認為：“明年分布式光伏發電項目的并網壓力會越來越大，要求也會越來越高。雖然行業內部都有相應的解決方案，但有成本代價。這些成本由誰承擔？用最經濟的技術手段解決問題，是一段時間內行業要共同面對的問題。”
時璟麗認為，按照近期組件價格1.2元/瓦、不含儲能的靜態初始投資3.4元/瓦、年等效利用小時數1100小時簡單測算，綜合電價達到0.32元/千瓦時項目即可達到合理收益率。在有一定自發自用比例電量的情況下，企業自投項目分布式光伏經濟性更好，采用合同能源管理商業模式可以實現開發企業、用電企業、建筑業主多方共贏。
