2015年中國以累計裝機43GW超越德國成為全球光伏累計裝機量最大的國家，其中大型地面電站貢獻達到84%。

業(yè)內人士稱，大型地面電站為主的中國光伏發(fā)展模式取得了巨大成績，也面臨嚴峻挑戰(zhàn)。

國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的負責人、清華大學能源互聯(lián)網(wǎng)創(chuàng)新研究院政策研究室主任何繼江博士認為，“棄光”問題已掣肘光伏行業(yè)發(fā)展，其深層次原因是現(xiàn)有政策不足以引導光伏項目就近建設。

據(jù)中國光伏行業(yè)協(xié)會發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，2015年國家電網(wǎng)調度范圍內棄光率12.62%，集中在西北地區(qū)的甘肅、青海、新疆和寧夏四省區(qū)，其中甘肅棄光率高達30.7%。

與此同時，國家能源局的“分布式光伏直接交易和主要政策研究”課題的另一參與者、中關村新華新能源產業(yè)研究院副理事長兼秘書長林玉認為，中國分布式光伏的發(fā)展明顯滯后，挑戰(zhàn)巨大。目前光伏裝機中分布式光伏僅有16%，其中接入10千伏及以下電壓等級的光伏項目累計并網(wǎng)容量僅473萬千瓦，占總量1.1%。十三五規(guī)劃中2020年分布式光伏發(fā)電累計裝機規(guī)模是70吉瓦，占光伏總裝機150吉瓦的46.7%,也就是說未來五年增量光伏中分布式光伏占比應超過63%。這個規(guī)劃目標如何能夠實現(xiàn)？

何繼江對新華網(wǎng)表示，光伏發(fā)展的關鍵在于貼近市場就近建設，破解分布式光伏發(fā)展僵局的關鍵政策是要實現(xiàn)“就近建設、專業(yè)開發(fā)、直接交易”，并且制訂新的適應分布式光伏的電價政策。

何繼江還介紹，德國的分布式光伏發(fā)展對中國非常具有借鑒意義。德國并不是太陽能資源很豐富的國家。德國平均年日照時間約1500小時，光伏年平均發(fā)電時數(shù)僅為800多小時，并不是光照條件好的國家。但是，2015年度德國光伏發(fā)電量已經(jīng)占到總發(fā)電量的6%。德國光伏裝機總量40吉瓦，其中80%以上是分布式光伏，消納基本沒有問題。2014年6月9日中午，德國的太陽能生產峰值為23.1GW，瞬時功率高達全國電力需求的50.6%。中國東部地區(qū)的光照資源雖然不如西北地區(qū)，但比德國還是明顯要好。

據(jù)國內某光伏企業(yè)實測，我國東部沿海省份年平均可發(fā)電小時數(shù)高于1100小時，省會城市中發(fā)電時數(shù)最少的為杭州986小時，最高的為天津1317小時。北京的光伏發(fā)電時數(shù)達到1214小時。從太陽光照資源的角度看，西藏、青海等地的光伏資源最好，然而從市場需求的角度分析，光伏資源最大的市場需求卻在江蘇、浙江、廣東等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)。這些地區(qū)電力供應相對緊張，又面臨能源消費總量指標的約束，更關鍵的是，這些地區(qū)的工商業(yè)電價較高。

以北京為例進行電價分析，實行峰谷電價，上午10點至下午3點間在1千伏以下接入的工商業(yè)用電適用峰段電價1.4元每千瓦時，目前光伏的度電成本已經(jīng)低于這個數(shù)值，而這個時間段也正是光伏最主要的發(fā)電時段，何況國家還對分布式光伏有為期20年的0.42元的度電補貼，北京市還有補貼政策。如果工商業(yè)能夠積極消納光伏，北京市的分布式光伏就可能迎來爆發(fā)式發(fā)展。再對電動汽車充電價格進行分析。北京電力公司剛剛發(fā)布電動汽車充電峰谷電價，10點至15點該公司的公共充電樁含服務費的充電價格為1.8元/度，這個價格也明顯高于光伏度電成本。如果采用光伏充電站方案，利用停車場頂棚的光伏，或屋頂光伏給電動汽車充電，光伏可以實現(xiàn)盈利。如果有合適的激勵工商業(yè)消納光伏的政策創(chuàng)新，將大大激發(fā)中東部電價較高地區(qū)分布式光伏的快速發(fā)展。

就近建設、專業(yè)開發(fā)、直接交易

當前國內分布式光伏該如何健康良性發(fā)展？對此何繼江博士給出三條建議，他認為，首先要，就近建設、專業(yè)開發(fā)、直接交易。

其具體意義在于，目前分布式光伏的適用政策分為“全額上網(wǎng)”和“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”兩種。現(xiàn)在的光伏項目當中，全額上網(wǎng)的比例遠高于自發(fā)自用的比例。但全額上網(wǎng)并不能體現(xiàn)光伏與當?shù)仉娏π枨蟮钠ヅ潢P系，當?shù)仉妰r情況與全額上網(wǎng)的電價無關。城市中大量分散式的屋頂更適合采用自發(fā)自用模式，然而業(yè)主和投資商卻對此并不鐘情。就價格而言，余電上網(wǎng)價格明顯低于全額上網(wǎng)的價格。以北京為例，北京的光伏全額上網(wǎng)適用0.98元/度的價格，余額上網(wǎng)部分適用電價為脫硫燃煤電價加國家補貼。北京市脫硫燃煤電價為0.3515元/千瓦時，國家補貼0.42元每千瓦時，合計0.7715元，遠低于三類地區(qū)全額上網(wǎng)的電價0.98元。由于屋頂光伏必須定向于業(yè)主使用才能稱作自發(fā)自用?，F(xiàn)實中采用光伏開發(fā)商與業(yè)主簽訂購電協(xié)議的方式來適應自發(fā)自用的條款，由于部分業(yè)主購電的合同周期短或執(zhí)行效力弱等原因，投資人往往不傾向于自發(fā)自用模式。對于業(yè)主而言，自發(fā)自用固然能起到減少電費開支的效果，但對大部分工商業(yè)企業(yè)和家庭來說，建設屋頂光伏會遇到設計安裝、資金籌集、運營維護等很多方面的困難，這使很多業(yè)主感到畏懼而打消主意，這些因素都影響了城市分布式光伏的發(fā)展，導致大量屋頂資源白白閑置。

打破這個瓶頸的關鍵是鼓勵專業(yè)化的公司介入，在電力需求旺盛的地區(qū)，對閑置的屋頂資源進行專業(yè)化開發(fā)，并與高電價的工商業(yè)用戶進行直接交易，簡稱為“就近建設、專業(yè)開發(fā)，直接交易”。購售方自由簽訂雙邊合約，協(xié)商相應的交易量、價格、偏差結算條款等。電網(wǎng)公司為光伏電站提供接入電網(wǎng)和輸配的服務，并收取過網(wǎng)費。電網(wǎng)對于分布式光伏直接交易的電量，提供并網(wǎng)和過網(wǎng)服務，收取過網(wǎng)費。對在1千伏以下并網(wǎng)的分布式光伏暫不收取過網(wǎng)費。對于10千伏接入和35千伏接入的分布式光伏，在已經(jīng)明確輸配電價的地區(qū)，按照不同電壓等級的輸配電價的差價確定過網(wǎng)費，在暫未明確輸配電價的地區(qū)，按照當?shù)氐牟煌妷旱燃壍匿N售電價的差價確定過網(wǎng)費。10千伏接入的光伏裝機按照不超過現(xiàn)有10千伏母線容量的50%為限，超出此限的另行設計過網(wǎng)費標準。在北京地區(qū)，接入10千伏的光伏過網(wǎng)費按照不滿1千伏的銷售電價與10千伏的銷售電價之間的差值來計算，也就是0.02元。對于接入35千伏變電站的光伏電站應積極配建智能管理體系，并通過電網(wǎng)公司調度和光伏電站的協(xié)調，在35千伏變電站范圍內消納，避免向上級變電站倒送潮流。對于試點區(qū)內分布式光伏出現(xiàn)向上級變電站送電的情況，可由電網(wǎng)公司和售電公司商議過網(wǎng)服務協(xié)議。

光伏在低壓側接入電網(wǎng)，需要電網(wǎng)提供電能質量管理、備用等服務，同時也對白天削減峰值容量、降低線損、低電壓治理等具有貢獻。電網(wǎng)公司是否向光伏電站收取綜合服務費還需要根據(jù)具體案例進行研究，在電網(wǎng)公司等相關方提出明確方案前，可以暫免收取綜合服務費。

何繼江認為，電力體制改革的不斷深入，各地已經(jīng)涌現(xiàn)了大量售電公司，他們對于光伏的“就近建設，專業(yè)開發(fā)，直接交易”將起到有力支撐作用。

位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網(wǎng)電價

何繼江的第二個建議為，位于低壓側的分布式光伏應調高余電上網(wǎng)電價。對此，他解釋稱，分布式光伏是在低壓側并網(wǎng)。目前分布式光伏的余電上網(wǎng)的定價與本省市的煤電價格綁定。然而這種定價方式忽略了分布式光伏的一個重要特性，即分布式光伏在10千伏以下接入，或35千伏接入，因其接近用戶，因而輸配成本很低。火電廠發(fā)電上網(wǎng)總是接入高壓電網(wǎng)，然后再經(jīng)輸電網(wǎng)絡和配電網(wǎng)絡到用戶。分布式光伏比火電并網(wǎng)所產生的系統(tǒng)成本要低很多，但目前定價策略沒有體現(xiàn)這一特點。

在電力體制改革深入到市場化定價實現(xiàn)之前，建議對光伏直接調高余電上網(wǎng)電價，即在現(xiàn)有煤電標桿電價基礎上加上輸配電價。北京市的輸配電價尚未公布，目前可暫時借用最具可比性的深圳市已公布的輸配電價。深圳市2016年10千伏的輸配電價為0.1802元。建議北京市在10千伏以下接入的光伏的余電上網(wǎng)電價調整為0.3515+0.1802，共計0.5317元。北京明確輸配電價后可對其重新核定，其它地區(qū)可參照該原則確定低壓側并網(wǎng)電價。

國家給分布式光伏的度電補貼和地方性的補貼繼續(xù)保留。比如，國家的0.42元的度電補貼。隨著光伏成本的不斷下降，這部分補貼可以降低，從而有效減少國家的財政補貼壓力。但在國家對煤電收取碳稅之前，這個補貼不應該完全取消。

分布式光伏有必要試行峰谷電價

何繼江博士給出的第三個政策建議是“分布式光伏有必要試行峰谷電價”。他認為，目前光伏并網(wǎng)的價格政策還有一個缺點是沒有體現(xiàn)根據(jù)負荷需求調節(jié)電價的市場原則。白天是負荷高峰期，大部分地區(qū)目前實行用電側峰谷電價。光伏在白天發(fā)電，能夠緩解白天的負荷壓力，應當給予鼓勵。在目前現(xiàn)貨市場尚未運作的情況下，建議實施發(fā)電側峰谷電價。

目前，我國部分地區(qū)的小水電運用市場原則設計峰谷和豐枯電價，這對分布式光伏的定價機制有明顯借鑒作用。以廣東北部某市為例，小水電可以選擇固定綜合價，或者峰谷價，一年只能選擇一次。實際上小水電基本都采納峰谷電價。小水電綜合價為0.4282元，峰谷電價的峰谷比為1.5:1，豐枯電價的豐枯比2:1。小水電豐水期峰期電價0.4469元,谷期電價0.2234元。小水電枯水期峰期電價0.6703元，谷期電價0.3352元。這種定價策略體現(xiàn)了根據(jù)負荷調節(jié)電價的市場原則。

北京市采用電度電價采用尖峰、高峰、平段和低谷四個價格。夏季光伏發(fā)電早于凌晨7點，此時是低谷時段，以后經(jīng)歷了平段、高峰時段和尖峰時段。將政策建議二中所設計的光伏發(fā)電標桿電價作為平段時段，設計高倍率和低倍率兩種方案測算峰谷電價，高倍率方案中高峰電價以1.5倍度測算，尖峰電價以1.6倍度測算，低谷電價以0.5倍度測算。低倍率方案中高峰電價以1.3倍率，尖峰電價以1.4倍率，低谷電價以0.7倍率測算結果見下圖。 


在這個方案中，高倍率方案下10：00至15：00點之間，光伏上網(wǎng)價格為0.7679元每千瓦時，在低倍率方案，價格為0.6912元每千瓦時。

這個政策可以考慮以暫定實施5年左右，隨著未來分布式光伏規(guī)模的增加、負荷特性的變化，以及電力現(xiàn)貨市場的建設，該項政策最終將被現(xiàn)貨市場所消化。

何繼江博士認為，如果采用這三項政策方案，有以下四個明顯的作用。其一，此電價政策有利于未來集中式光伏與分布式光伏統(tǒng)一為度電補貼政策，同時又以市場化的方式鼓勵分布式光伏就近建設。第二，此電價政策實現(xiàn)低壓側分布式光伏并網(wǎng)價格高于高壓側光伏并網(wǎng)價格，能有效鼓勵分布式光伏就近建設。第三，此電價政策有利于未來逐步降低分布式光伏的補貼，減少國家財政補貼壓力。第四、峰谷電價的設計有利于各類市場主體了解現(xiàn)貨市場的運行特征，同時有利于未來到現(xiàn)貨市場的平滑過渡。