“新能源发展集中式和分布式并举，分布式光伏装机规模持续扩大。”近日，在第19届中国太阳级硅及光伏发电研讨会上，国家发改委能源研究所研究员时璟丽指出，“十四五”以来，分布式光伏发展质量明显提升，经济和社会效益明显，未来空间很大。

  针对行业存在的问题，时璟丽建议，户用项目应根据各地不同发展阶段调整开发和商业模式，工商业项目则应着力通过市场和交易机制实现就地就近消纳。

  数据显示，截至2023年9月底，全国分布式光伏累计装机2.25亿千瓦，在全部光伏发电装机中占比43%，在全部电源装机中占比8%。

  2021年、2022年及2023年上半年，直观反映国内分布式光伏发展质量的指标——年等效利用小时数——分别为1029小时、1079小时、553小时，较“十三五”呈现逐年显著增加态势；今年1-9月，分布式光伏发电量1697亿千瓦时，在全部光伏发电量中占比为39%。

  从经济和社会效益角度而言，分布式光伏在大部分地区可实现低价上网，有一定自发自用比例的项目经济效益更佳；按近期1.2元/W的组件价格，若不考虑储能和产业配套，每瓦投资为3.4元，1100小时数时综合电价收益达到0.32元/千瓦时即可保障项目经济性。同时，分布式光伏量大面广，惠及众多中小项目开发和用电企业、建筑屋顶业主及居民。

  谈及行业发展空间，时璟丽指出，分布式光伏市场集中，截止2022年底累计装机排名前五省份的装机均超过1500万千瓦，占总量比例64%，排名前十的省份占比达到85%。

  与此同时，户用市场集中度更高，山东、河北、河南三个省份截止2022年底装机在全国占比65%；今年上半年，户用光伏市场同比增长141%，且市场南移，安徽、江苏、江西、湖南、湖北等省份户用光伏新增装机增加显著提升。

  目前，国内已实施多项行动加快分布式光伏发展，例如整县屋顶分布式光伏、城镇屋顶光伏、千家万户沐光行动以及光伏+综合利用、光伏廊道等规划。

  目前，户用光伏大多分布在在农村地区，形成了业主投资（全款购买或银行贷款）、融资租赁、合作共建（开发企业统一投资和集中开发，居民用户获得屋顶租金）等开发和商业模式；其中，合作共建模式应用最为普遍，根据系统规模和不一样的地区租金水平，农户通过屋顶租赁每年可获得1500-3000元的稳定收益（每块太阳能板收益为20-60元/年）。

  然而，当前户用光伏却面临并网消纳形势严峻等问题，时璟丽指出，一方面，配电侧可接入容量有限，很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题，冀鲁豫的部分市县甚至江西，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，暂停了并网申请，待扩容后再开放。

  另一方面，消纳方式上，户用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发电量从低压侧逐级升压甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，与就近就地消纳初衷不符，从系统角度降低了经济性。

  时璟丽介绍说，为解决并网消纳问题，山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建等6个省份已启动分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点，每个省选取5-10个试点县（市）开展试点工作。

  时璟丽认为，户用光伏应根据各地不同发展阶段调整开发和商业模式，并提出多项建议。一是地方做好户用光伏开发和并网能力统筹，有序推进整县屋顶光伏开发，启动实施沐光行动，同时逐步加强户用光伏的规范开发和质量监管。二是推动解决电网承载力问题，电网公司应根据户用光伏接入等有源配电网需要，加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力。

  三是在户用光伏达到特殊的比例地区，推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，与工商业分布式电站类似，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。四是鼓励提高自用比例，鼓励居民全额自投或贷款自投，提供绿色信贷，调整接入和运行模式，鼓励配置户用光伏储能或共享储能设施，结合农村能源革命试点、电动汽车下乡等，扩展场景和模式。

  工商业分布式光伏也是分布式市场的重要组成部分，而且工商业项目在各类光伏发电项目中收益总体最好，特别是有一定自发自用比例的项目收益经济性更好，开发企业、用电企业、建筑业主也能实现多方共赢。

  然而，工商业光伏也面临合适的屋顶和场地资源有限、工商业分布式接网容量不够以及电力市场带来收益不确定等问题，通过市场和交易机制实现就地就近消纳显得格外关键。

  针对场地资源有限的情况，时璟丽建议，通过整县试点和千家万户沐光行动带动，使党政机关、医院、学校、村委会等终端电价相对于工商业终端电价较低的公共建筑屋顶得以充分利用；同时，推进光伏建筑一体化利用；此外，还可以在新建建筑、老旧建筑改造上采用光伏建筑材料，在目前光伏产品价格处于低位情况下，一体化应用项目已具备评价上网条件，国家和地方应通过绿色信贷倾斜政策、完善标准规范等予以支持。

  关于接网容量，时璟丽认为，应研究加强有源主动配电网的规划建设，加大电网建设改造力度，提高分布式光伏接入能力，同时探索分布式储能、云储能等新型技术和开发模式。

  至于收益不确定的问题，时璟丽指出，开发和运营企业一定适应这一形势发展带来的收益波动；她特别提到，各地方应取消要求分布式光伏配置储能的要求，鼓励利用好峰谷电价政策和辅助服务、市场容量等，将配置电化学储能的意愿和决定权交由开发企业，以增加自发自用比例或在配电网侧消纳比例为目标，相应地优化运营模式，调整调度模式；此外，还应快速推进分布式光伏的市场化交易。

  近年来，特别是在平价上网后，国内光伏装机增速可观，市场普遍预测，今年国内年新增光伏装机规模将超过100GW。与此相关，光伏项目开发管理制度完善业显得迫在眉睫。

  据悉，2013年，国家颁布了《光伏电站项目管理暂行办法》，到了2022年11月，《光伏电站开发建设管理办法》正式颁布。然而，分布式光伏却长期处在监管的相对模糊地带，《光伏电站开发建设管理办法》曾提到，分布式光伏发电管理另行规定。

  虽然2014年曾出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》，但近10年过去了，监管举措亟需完善。时璟丽透露，2022年，国家发改委能源所和南方电网在CRESP二期项目支持下已开展分布式光伏项目管理方面的研究工作。

  时璟丽介绍说，这一研究提出了调整完善分布式光伏管理办法政策的建议，例如，关于分布式光伏的界定，建议应突出就地、就近消纳的特点，适度放宽单项目限制，接网电网等级建议通分散式风电规定；对于户用光伏的界定，要考虑接网等级和容量，要明确集中汇流方式的户用光伏是否算户用光伏，接网和运行管理上视作户用光伏还是工商业光伏。

  这一研究还关注到分布式光伏项目管理方式问题，例如，同一主体在同一市（县）内建设的多个分布式光伏是否适用整体备案，建议同一主体投资的分布式能源综合利用系统整体备案，并明确户用光伏电网代理备案。关于并容量，建议电网企业定期（按季度）公布分电压等级、分区域配电网可接纳分布式容量、负荷情况及其他分布式电源并网所需信息。

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