分布式光伏发展取得积极进展
开发利用规模大幅增长。2023年，全国光伏新增装机21602万千瓦，同比增长147%，其中分布式光伏新增装机9629万千瓦，同比增长88%，占全国光伏新增装机44.6%。截至2023年底，全国光伏发电装机容量达到6.09亿千瓦，同比增长55%，其中，分布式光伏2.53亿千瓦，同比增长61%，占全国光伏装机容量41.5%，户用光伏突破1亿千瓦，受益农户超过500万户。2023年，分布式光伏等效利用小时数达到1065小时，与“十三五”期间相比，显示出增长态势，全年发电量达到2232.3亿千瓦时，约占乡村居民生活用电量近四成。
投资带动效应不断增强。我国分布式光伏市场正在形成多元化投资格局，除民营资本外，海外能源投资企业和央企、国企等大型企业全线进入分布式光伏领域。2023年，全国分布式光伏电源工程投资达到3000亿元左右。此外，分布式光伏发展对培育民营市场主体、促进稳岗就业具有积极作用，仅山东省从事分布式光伏投资、经销、安装、运维的民营企业从业人员就接近20万人。
应用覆盖范围持续扩大。在各地方、各有关部门的积极推动下，分布式光伏得以广泛应用。“十四五”期间，超过20个省份在本地区能源发展规划中明确“要大力发展分布式光伏”，分布式光伏装机规模超过100万千瓦的省（市、区）达15个。2021年，国家能源局、农业农村部、国家乡村振兴局联合印发《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，提出“以县域为单元，采取‘公司+村镇+农户’等模式，利用农村闲置土地和农房屋顶，建设分布式风电和光伏发电”。2022年，国务院印发《关于促进新时代新能源高质量发展的实施意见》，提出“鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏”。2023年，国家能源局、生态环境部等四部委联合下发《农村能源革命试点县建设方案》，提出“结合屋顶分布式光伏开发试点工作推进，鼓励利用新建住宅小区屋顶、厂房和公共建筑屋顶、农民自有建筑屋顶、设施农业等建设一定比例光伏发电”。此外，《关于推动能耗“双控”逐步转向碳排放“双控”的意见》和《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，进一步拓宽了高耗能企业和温室气体重点排放单位对分布式光伏发展的需求，增强了分布式光伏发展及环境属性收益的确定性。
存在的主要问题
盲目低价抢占资源。随着分布式光伏的快速发展，行业标准缺乏、准入门槛低等问题逐渐凸显，市场秩序亟待规范。例如，部分经销商盲目通过低价抢占资源，以牺牲设备、材料质量性能为代价来降低成本，在支架选型、结构设计、配重设计等方面存在缺陷，极易造成财产损失、影响人身安全。同时，分布式光伏项目业主普遍欠缺运维专业知识，部分电站售后服务不及时，产生大量无人管理的“孤儿电站”，增加安全隐患。
电网安全隐患增加。分布式光伏大规模接入需求与配电网升级改造滞后之间的矛盾日渐突出。部分地区分布式光伏高比例接入，对配电网潮流及运行边界带来较大冲击，对配电网调控管理水平等提出了更高要求，变电站变压器出现故障的可能性升高，可能降低配电网电能质量。
配网输变电容量受限。目前，分布式光伏集中建设地区普遍存在低压配网接入容量受限、设备亟待改造的问题。大部分220伏和380伏农网单点接入容量普遍为8千瓦，上限不超过400千瓦，山东、河北等已经启动低压分布式光伏大规模接入地区，均出现台区重过载导致的分布式光伏接入困难。
参与市场机制不健全。2017年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》拉开了分布式光伏参与市场化交易的大幕，当前，新能源进入电力市场交易节奏加快，绿电参与交易的电量规模及范围迅速扩大。但是时至今日，分布式光伏参与市场化交易仍然面临容量备用、输配成本分摊等问题，特别是部分省份已经开始探索分布式光伏发电分时上网电价机制，如市场化推进过程中，未能按照项目“新老划断”采取差异化机制设定，则存量分布式光伏发电项目将面临经济性下行风险。
要素保障能力不足。中东部地区经历数年分布式光伏高强度开发，既有开发模式下剩余屋顶资源不断减少。同时，针对光伏复合用地出台相关政策的省份不足10个，大部分省份针对分布式光伏复合项目认定标准、建设要求、项目用地管理等操作细则不明确，项目开发落地难度大。此外，部分地区分布式光伏项目仍然存在备案进步缓慢、消纳能力评估信息发布迟滞等问题。
政策建议
规范市场秩序。完善管理政策，加强分布式光伏项目核定、备案专业化管理，落实配电网承载能力信息发布制度，总结推广创新型管理模式、开发模式、运行模式、商业模式，强化用地要素保障，明确分布式光伏复合用地管理标准。优化分布式光伏项目规划布局，杜绝低水平抢占资源开发。对分布式光伏相关材料、设备进行常态化监测和不定期抽查，确保设备、材料质量性能。完善分布式光伏从业资格审查制度，严禁无证人员从事相关行业。鼓励电网公司、行业协会等积极开展分布式光伏发展领域相关政策、分布式电站运维专业技术等方面的培训，提升行业从业人员专业化水平，督促行业企业规范经营。
强化电网安全保障。积极探索分布式光伏就近消纳和全网电力平衡新举措，做好区域承载力计算工作，加强配电网改造工作，加快推进分布式接入。鼓励新并网项目具备可观、可测、可调、可控功能，按电压等级纳入电网调控中心调度运行管理。提升分布式光伏发电功率预测能力，科学精准预测发电功率、上网电量等。支持电网公司将分布式光伏发电纳入配电网建设规划并作为重点任务，开展高比例分布式光伏接入配电网工作。
加强市场化交易保障。加快核定分布式光伏发电市场化交易“过网费”，并采用简化方式确定费率标准。建立分布式光伏项目参与市场化交易平台，建立适应分布式光伏项目的市场化交易机制。因地制宜完善分时电价机制，通过项目“新老划断”方式确定电价机制实施范围和力度，为分布式光伏项目与各类电力灵活调节资源融合发展提供经济激励。鼓励分布式光伏发电项目采用聚合方式参与绿电绿证交易，提升分布式光伏发电项目收益。
加大政策支持力度。鼓励政府组织国有企业或大型民营企业开展分布式光伏项目资源整合，实现统一融资、统一开发、统一并网和统一运维，降低项目开发运维成本。推动分布式光伏项目单位与售电公司合作，由售电公司统一收取电费并向分布式光伏项目单位支付，降低收费成本。引导土地所有权归属人参与分布式光伏项目开发，将部分土地使用成本分摊至电费收益当中，确保分布式光伏项目收益的可持续性和稳定性。
来源：中国电力企业管理
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