“雙碳”目標提出以來，我國能源發展正向著清潔低碳化邁進。今年前三季度，中國光伏裝機再創新高。國家能源局公布的數據顯示，新增裝機1.29億千瓦，同比增長145%。其中，分布式光伏成為新增裝機主力，以52%的占比又一次超過集中式。
前三季度新增裝機量
分布式占比過半
近年來，在供應鏈波動風險以及全國范圍內電力供應趨緊的新形勢下，分布式光伏的發展潛力被全面喚醒。
所謂分布式光伏發電，特指在用戶場地附近建設，運行方式以用戶側自發自用、多余電量上網，且在配電系統起平衡調節作用為特征的光伏發電設施。目前應用最為廣泛的分布式光伏發電系統，是建在城市建筑物屋頂的光伏發電項目。該類項目必須接入公共電網，與公共電網一起為附近的用戶供電。
據中國光伏行業協會名譽理事長王勃華在2023光伏行業年度大會上介紹，今年前三季度，集中式光伏新增裝機達61.79吉瓦，同比增長257.8%，分布式新增裝機67.14吉瓦，同比增長90.0%，集中式與分布式占比分別為47.9%、52.1%。
在今年前三季度分布式新增裝機中，戶用項目規模達32.98吉瓦，工商業項目達34.16吉瓦，同比分別增長98.8%和82.3%，占總新增裝機的份額分別為25.6%和26.5%。
據伍德麥肯茲光伏研究團隊近期發布最新報告《中國分布式光伏市場展望2023》，未來10年，中國分布式光伏市場新增裝機容量將達到790吉瓦，占國內光伏新增裝機總量的51%。其中，戶用光伏仍是分布式光伏市場的主要增長點，年均安裝容量將實現33吉瓦。與此同時，工業光伏市場也將以5%的年均增長率顯示出強大的增長潛力。
從地域市場看，分布式光伏市場重心開始南移。今年江蘇、浙江、湖南、安徽等南方省份成為主力，其中江蘇省超過山東省成為分布式裝機的第二位，僅次于河南省。在東南沿海地區，商業用電價格顯著高于居民用電價格。盡管該等區域的光照資源欠佳，但工商業用戶龐大的用電需求使得分布式光伏電力成為具有經濟效益的用電選擇。
“隨著南方省份在裝機量上不斷增多，國內光伏產業的發展由重點省份向全面開花的方向邁進，可以說這是一件有利于國家能源結構優化和綠色經濟發展的大事。”一位長期從事分布式光伏的業內人士告訴中國城市報記者，在各項政策的引領下，分布式光伏產業的發展潛力大大釋放，已經進入由量變轉為質變的關鍵發展時期。
并網難、消納難成關鍵問題
分布式光伏看似前景大好，但其面臨的問題也進一步凸顯。
今年6月，國家能源局綜合司印發《關于印發開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作的通知》，要求山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建等6個試點省份選取5—10個試點縣（市）開展試點工作。目前浙江、福建、廣東、河南、山東等5個省份已經發布分布式光伏接網承載力情況評估情況。在已發布的光伏剩余可開放容量中，共有20個地區可新增開放容量為零。
存在消納難題的不僅僅是試點省份。
今年5月29日，湖南省發展改革委明確叫?！叭~上網”小型地面光伏電站項目備案工作，表示需將其統籌納入全省建設方案并按管理權限由發展改革委備案后方可建設。8月，湖北省發布了一份《關于加強分布式光伏發電項目全過程管理的通知（征求意見稿）》。雖然文中提了不少利好分布式光伏的措施，但也規定“在低壓配網接網預警等級為紅色的縣（市、區），自公布之日起暫停分布式光伏發電項目備案”。11月，遼寧省營口市發展改革委發布的《關于分布式光伏項目備案有關工作的通知》稱，營口地區分布式電源可新增容量為981.97兆瓦，而經過統計，自2022年1月至2023年5月，營口地區已備案未并網光伏容量已達1527.06兆瓦，已遠超營口地區分布式電源可接入承載能力。因分布式電源導致220千伏及以上電網反送電的，評估等級為紅色，應在電網承載力未得到有效改善前，暫停新增分布式電源項目接入。
中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎坦言，不管是試點省份公布的結果，還是其他一些地區發布的分布式光伏發電項目備案或發展相關通知，最直接的影響就是沒有消納空間的地區不能再新建分布式光伏發電項目了。這肯定會對分布式光伏新增裝機產生一定抑制。
為什么會出現消納難？
“整縣開發的模式提高了分布式裝機門檻，但缺點是過于集中，從而出現當地變壓器容量不夠或者容量夠但用量少消納不掉，最后只能向輸電網返送電的情況?！庇袠I內人士告訴中國城市報記者，容量明顯不足是造成消納難的主要原因，因此促消納成為分布式光伏發展的主線。
加裝儲能能否破局
在業內，為分布式加配儲能并不是一個新話題。
數據顯示，江蘇昆山和蘇州、浙江諸暨、山東的棗莊及河北、河南，陸續出臺了分布式光伏配儲的相關政策文件，配儲要求在裝機容量的8%—30%之間，具體的配置方式不限，自建、共建或租賃均可。
今年8月，浙江省金華市發布《金東區加快用戶側儲能建設的實施意見》，要求新建設的非居民分布式光伏發電項目原則上按照裝機容量的10%以上配建儲能系統，額定功率下連續放電時間不低于2小時。意見還指出，鼓勵企業用戶利用分時電價機制，主動削峰填谷，優化電網負荷需求。
“‘光伏+儲能’模式能夠將白天發出的冗余電量儲存起來供夜間使用，有效克服光伏發電的間歇性和波動性問題；還能將存儲電量在峰時段售出，增加企業光伏收益，同時大大提升電源供電保障能力和調動負荷響應能力。”國網供電公司工作人員說。
理論上，儲能是緩解棄光問題的有效手段之一，甚至可以進一步利用峰谷價差提高光伏項目收益。然而，實際上由于儲能的高價及安全性問題，無論用戶側還是電網側，對于配儲的積極性仍然較低。接受中國城市報記者采訪的業內人士均提出了“初始投資成本增加、儲能利用率不高、項目回本周期延長”等問題。
陽光電源副董事長顧亦磊表示，光伏消納需要儲能配合，但目前儲能的利用率非常低，很多機制梗阻沒有打通，且規則制定并不合理。
“如今，電力市場改革持續推進，各省調整電價變為白天低谷，面對調整后的分時電價，配儲已成為解決之道。在峰谷價差較大的地方，工商業儲能更具經濟性，儲能商業模式日漸顯效?！迸砼旄嬖V中國城市報記者，近年來，儲能的需求和邊界正在逐步清晰。
“根據2023年2月電網企業代理購電價格數據顯示，浙江峰谷價差全國最高價格，為1.32元/千瓦時。峰谷電價差超過0.7元以上的省份達到了23個，在當前分時電價機制下，多省市可以滿足工商業儲能每天兩充兩放，進而提升儲能系統的利用率、縮短成本回收周期。工商業儲能將更具經濟性，或成未來最好賽道?！迸砼煺f。
談及儲能未來趨勢，中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽說：“伴隨著光伏與儲能度電成本的持續下降，未來某一天，當‘光伏+儲能’與傳統能源能夠實現同質同價，光伏發展的星辰大海才算真正到來。不過在那之前，我們要做的還是不斷降低成本?！?/p>
彭澎則提出了四條市場建議：第一，新能源項目大量入市，包括原來帶補貼的地面老項目；手中如果還存有老項目的，需要提前做好準備。第二，儲能需要容量電價。第三，電價曲線隨著裝機量的增長，會逐步變成深谷型，需要6小時以上的儲能時長。第四，新能源+儲能在電力市場中，找到好的用電戶簽訂長期協議才是最終出路。
《 中國城市報 》（ 2023年12月25日 第09 版）
