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从政策规划、经济性、商业模式看分布式光伏未来走向

2017-11-09 09:45:06 北极星太阳能光伏网　点击量：评论 (0)

2017年国内光伏市场持续爆发，前三季度全国新增光伏发电装机超过4300万千瓦，累计超过1 2亿千瓦;其中分布式新增超过1500万千瓦，累计超过2500万千瓦，分布式光伏新增装机占比达到36%，尤其是630之后占比增加更为

分布式光伏发电经济性。对于全国大部分省市区，分布式补贴0.42元/千瓦时从2013以后再没有做出相应调整，所以实际上，分布式发电的经济性优势已经明显高于集中式光伏电站。

尤其是自发自用余电上网模式经济性，要高于全额上网的模式。全国大部分地区分布式光伏发电的年保底收益(全额上网模式下)在700-1100元，一些东中部省份收益略低，但由于地方实施电价补贴政策，所以这些地区反倒成为分布式光伏市场主要地区。

分布式光伏发电不同模式下收益差异(来源：ERI/CNREC，2016.12)

各地区分布式光伏发电经济性(全额上网模式，按照70%的经营期系统效率)

(来源：《电力体制改革形势下的可再生能源电价机制研究》)

光伏发电平价上网的根本

上文曾经提到2020年甚至更提前一些，要实现光伏发电在销售侧的平价上网。那么光伏平价的根本在于什么?根本就在于光伏产业的技术进步以及产业升级。时璟丽在会上作了这样一个预测：这里将2017年到2023年分为两个阶段，每个阶段分别为三年，从分布式光伏发电成本以及电价需求来看，2020年一到三类地区差不多5毛到7毛就能达到比较明显的收益，2020年—2023年就是“十四五”中期，分布式光伏基本上可以达到4毛到5毛5的电价收益，这个可以保证比较好的经济性，可以说4毛到5毛5基本上就可以完全实现平价的目标。

补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境

2023年可以实现补贴完全退坡，甚至在上网侧完全退坡，但是补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境，尤其是对于分布式光伏来说，外部政策环境是最主要的。关键是要创新分布式光伏在配电测消纳以及市场交易的模式，细化分布式光伏补贴的标准，2020年前全面实现工业用户销售侧平价。

这里以北京为例做一个分析：

按照70%的总系统效率，考虑2017年下半年投资水平为6500元/千瓦，则电价需求为0.78元/千瓦时。

针对一般工商业用户来讲，如果其自发自用比例达到65%，考虑光伏发电替代电量执行平峰和高峰电价，则已经达到销售侧平价，不需要补贴;如果自发自用比例为33%，则度电补贴需求为0.21元/千瓦时，仅为目前补贴标准的一半。

针对民用电价的居民建筑、学校、医院等电力用户，如果自发自用比例达到100%，则度电补贴需求为0.30元/千瓦时，低于目前的补贴标准;由于这些用户光伏发电系统出力与用电需求在时间上的一致性差，自发自用比例一半较低，如果按照50%的自发自用比例，度电补贴需求为0.36元/千瓦时，现行补贴标准仍有下降空间;如果全部电量输送到电网，选择“全额上网”模式，实际收益为0.75元/千瓦时(2017年政策)，选择“燃煤标杆+度电补贴”模式，实际收益为0.78元/千瓦时。

如果考虑北京地方电价补贴(地方补贴政策为2015-2019年并网发电的分布式光伏项目，补贴标准为0.3元/千瓦时，补贴持续5年)，则相当于增加整个经营期电价补贴0.075元/千瓦时(静态)、0.12元/千瓦时(动态)。

总体上来讲，在今年下半年和明年，达到一定的自发自用比例的工商业用户光伏已经具备退出补贴条件，工业用户光伏如果达到一定比例自发自用比例，可以大幅度降低度电补贴，民用电价光伏在部分地区也有少许降低补贴空间。

分布式光伏发电补贴政策建议隔墙卖电收益如何?

下一步对于分布式光伏发电的补贴政策调整，有可能按照用户类型区分调整分布式光伏的补贴额度，居民建筑光伏、其他分布式光伏区别对待，并且可能要结合其他的机制实时来调整补贴的方式额度。比如们今年实施自愿的绿色电力征收制度，如果明年能够把强制的绿色电力制度推进进来，并且分布式光伏能够纳入到这种强制的实施范围内，可能补贴退坡的速度可以稍微更快一些。

还有一点就是要提高分布式光伏自发自用的比例，如何提高?可能需要发挥分布式就地消纳的优势，为分布式光伏参与市场建立公平竞争的平台。实际上可以结合现在输配电改革和发售电放开。通俗来说就是隔墙卖电的形式，推进分布式光伏的转供电，这块需要创新一个电网服务费用的政策。为什么呢?因为按照现在十几个省市实施的输配电价核算制度，电压越低，输配电价越高，隔墙卖电时可能要加上2毛左右的输配电价。此外还要再付出政府性的基金和一些交流网的交叉补贴，实际上可能要增加差不多两三毛的相应输配电的费用以及支付的基金费用，那这样可能还不如直接卖给电网、全额上网。

创新分布式光伏应用商业模式

今年3月份，国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》征求意见稿，7个月过去了，还在征求意见阶段，没有正式公布。据时璟丽分析，这个文件出台难度太大了，因为这个文件把分布式发电都一揽子纳进去了，不单单是光伏，生物质能发电、天然气的分布式发电等等都包含在内，分布式范围比较大，又希望在全国范围内实施，因此可能在各方遇到的阻力更大一些。

在时璟丽看来，分布式光伏相对来说是最为成熟的，能否用分布式光伏作为试点，来探索分布式发电的模式，或者在中东部选择三五个省市来进行近期的试点，之后在进行相应范围的扩大，这样逐步来探索供电的相应模式。如果实施这个政策，将有助于扩大分布式光伏市场应用的规模和范围，这样就会使多种“光伏+”及其他应用模式，都可以扩大规模，各种新的形式都可以涌现。有可能2020年，尤其是“十四五”期间，分布式可以成为未来应用的最主流的模式。

在《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中主要提出来三种模式，第一种是转供电模式，即发电与电力用户直接电量交易，向电网支付过网费，自发自用及在10/20千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，免收过网费，35/110千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，过网费=本地区最高输配电价—电力用户所在电压等级输配电价;第二种是“电网代售电并代收电费”模式，分布式发电委托电网代售电，代售价格为“综合售电价格—过网费(含线损)，可以解决困扰分布式光伏发电“合同管理模式”向电力用户收电费难、合同执行难等问题，若按照征求意见稿中方案，过网费水平低;第三种是原“余量上网，电网收购”模式，但提高电网收购电价，分布式发电不参与市场化交易，电网收购，收购电价为“燃煤标杆电价+110千伏输配电价”。

未来如果上述模式推进顺利，在2020年之前分布式光伏能够全面实现市场化直接交易以及竞争的模式，进入到一个不依赖于补贴的市场化竞争模式之后，分布式光伏发电未来的发展潜力将会更广阔。