2023年前三季度，我國分布式光伏新增裝機達67.14吉瓦（比集中式要多5.34吉瓦），同比增長90%，成為光伏新增裝機的主力。
與此同時，光伏裝機大省的能源管理部門卻屢屢收到開發(fā)商的投訴信。
一位遭遇備案難的分布式光伏開發(fā)商，帶著一肚子苦水在安徽省能源局官網(wǎng)做投訴。就蕪湖市鳩江區(qū)和無為市遭遇到的分布式光伏備案難題，這位開發(fā)商在投訴信中寫道：
“安徽省能源局在8月26號出臺文件要求光伏公司以項目公司去發(fā)改委備案，可發(fā)改委要求光伏項目公司去每個鄉(xiāng)鎮(zhèn)做備案文件申請，和其他一些前置條件......去了鄉(xiāng)鎮(zhèn)找有關領導聯(lián)系，有的說看看其他鄉(xiāng)鎮(zhèn)怎么做，有的說選擇幾家來做，有的直接說一家都不接受……現(xiàn)在一拖就快兩個月過去了，至今還無法開展業(yè)務。”
這位安徽開發(fā)商遇到的問題并不是個案。
今年1月23日，國家能源局公布的 《12398能源監(jiān)管熱線投訴舉報辦理情況通報》顯示，2023年并網(wǎng)發(fā)電成為新能源和可再生能源行業(yè)投訴舉報最多的問題。全年464件投訴中，并網(wǎng)發(fā)電占到了397件。其中，投訴舉報量靠前的5個省份為山東（107件）、河南（40件）、黑龍江（38件）、江蘇（29件）、遼寧（29件）。
每一個投訴背后，凸顯的是分布式光伏的尷尬現(xiàn)狀。在裝機形勢一片大好的同時，備案難的問題卻愈演愈烈，消納容量告急的“紅區(qū)”也越來越多。
大量的分布式光伏發(fā)電項目，因當?shù)嘏_區(qū)可開放容量不足、消納困難導致并網(wǎng)困難，或因當?shù)毓┬璨黄胶獍l(fā)電被限制。據(jù)不完全統(tǒng)計，截至目前全國已有超過150個地區(qū)分布式光伏無新增接入空間，也就是所謂的“紅區(qū)”。
快速增長的分布式光伏在遭遇“成長的煩惱”后，未來政府端、電網(wǎng)端、市場端將如何應對？如何從根本上解決分布式光伏并網(wǎng)難、消納難的問題？
能源局摸排，并網(wǎng)“紅區(qū)”大增
2023年6月，國家能源局發(fā)布通知，在山東、黑龍江、河南、浙江、廣東、福建六個省份圍繞分布式光伏接入電網(wǎng)承載力開展評估。
半年后，六省評估報告相繼公布：除浙江外，其他5個省份都出現(xiàn)了大量區(qū)域電網(wǎng)容量不足的問題。
如黑龍江，截止11月底，13個市中81個區(qū)縣容量為0，其中佳木斯市、七臺河市整體接網(wǎng)容量為0，綏化市接網(wǎng)容量低于10MW，鶴崗市等五地接網(wǎng)容量低于50MW。
山東2024年全省136個縣（市、區(qū)）中，有53個縣（市、區(qū)）低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級為“受限”，43個縣(市、區(qū))低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級為“一般”，低壓配網(wǎng)接網(wǎng)預警等級為“良好”的只有40個縣（市、區(qū)）。
廣東到2023年11月已有11個縣沒有接網(wǎng)容量，13個省接網(wǎng)容量小于50MW。安裝不了光伏項目的地區(qū)已占到廣東全省縣域數(shù)量的近20%。
福建截至2023年9月，10個試點縣中4個縣域無可新增開放容量，還有3個縣容量小于50MW，整體剩余容量僅為982MW。
在河南公布的承載力地圖上，可以清晰看到，“推薦分布式光伏接入”的綠區(qū)極少，大部分為“暫停新增分布式電源接入”或“承載力接近飽和”的紅區(qū)、黃區(qū)。
此外，河北、內(nèi)蒙古、湖北、遼寧、廣西、江西等省份也都出現(xiàn)了配電網(wǎng)容量飽和或預警的問題。內(nèi)蒙古自治區(qū)能源局就明令禁止市場化并網(wǎng)項目所發(fā)電量反送電網(wǎng)消納。
云南朔銘電力工程公司總經(jīng)理高志強對華夏能源網(wǎng)表示，“電網(wǎng)承載力評估，有利于提前規(guī)劃可接入光伏實際裝機容量，也能了解光伏能給當?shù)貛矶嗌俚墓潭ㄍ顿Y以及稅收。從目前公布的評估情況看，形勢不容樂觀，其他未參與評估的省份，問題也同樣存在。”
電網(wǎng)承載容量告急，與分布式光伏裝機的爆發(fā)有關。已無新增接入空間的150個地區(qū)，要么分布在過去幾年的分布式光伏大省，要么是2023年戶用南移之后的幾個南方主要市場。過去這些地方，沒有預料到會有如此大規(guī)模的分布式裝機量。
“新能源要發(fā)展，已經(jīng)到了入網(wǎng)政策必須改變的時候了。”山東省太陽能行業(yè)協(xié)會常務副會長兼秘書長張曉斌在接受記者采訪時表示。
配儲和上網(wǎng)模式之變
在電網(wǎng)可開放容量不足的情況下，配儲成為各地解決分布式光伏并網(wǎng)難的一根“救命稻草”。
經(jīng)不完全統(tǒng)計，截止2023年9月，已有江蘇、浙江、山東、河北、河南、廣東、湖南等10省20地發(fā)布分布式光伏配儲政策，其中一半明確規(guī)定了配儲比例，基本在8%-30%之間。
這其中，山東省由于分布式開發(fā)走在全國前列，較早出現(xiàn)容量不足問題，配儲政策明顯較激進。比如，山東棗莊能源局明文要求，“按照裝機容量15%～30%、時長2～4小時配置儲能設施”。這一要求，無論是配儲比例，還是時長，都堪稱全國分布式光伏配儲政策的“天花板”。
此外，其他地區(qū)如四川攀枝花鼓勵有條件的戶用光伏項目“在確保安全前提下配備儲能設施”；尚存并網(wǎng)空間的浙江一些地區(qū)則以鼓勵為主。
在配儲成為大勢所趨的同時，業(yè)內(nèi)還出現(xiàn)了集中匯流上網(wǎng)、隔墻售電、以及微電網(wǎng)等解決分布式并網(wǎng)難、消納難的辦法。
集中匯流，是指針對戶用光伏全額上網(wǎng)、但規(guī)模小、分散的特點，將全村所有光伏項目集中匯流至一臺或幾臺專用升壓變壓器，通過10千伏集中并網(wǎng)，在周邊負荷較高區(qū)域統(tǒng)籌消納，使分布式光伏實現(xiàn)大規(guī)模接入。
高志強認為，在不受電網(wǎng)政策影響的情況下，集中匯流是目前最簡單、最容易實施的模式，“對投資企業(yè)而言，集中匯流使分布式光伏屋頂利用率大大提升，也有利于投資企業(yè)測算收益率。入網(wǎng)后直接和電網(wǎng)單方面結算的交易模式，還可規(guī)避電費難收取問題，解決了投資企業(yè)的后顧之憂。此外，集中匯流還可幫助實現(xiàn)隔墻售電，就近供給用電量大戶，減輕電網(wǎng)負荷。”
據(jù)山東省太陽能行業(yè)協(xié)會常務副會長兼秘書長張曉斌介紹，在分布式開發(fā)大省山東，截至2023年7月，“集中匯流”模式已在10個市129個項目中推廣應用。
記者注意到，“隔墻售電”則成為一些地方鼓勵就近消納的另一種模式。比如海南澄邁縣在2023年12月發(fā)布的《關于促進光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展》中提出“允許分布式光伏發(fā)電項目向同一變電臺區(qū)的符合政策和條件的電力用戶直接售電”。
一般發(fā)電上網(wǎng)，是將所發(fā)電力賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)購買使用。隔墻售電則允許分布式光伏電站通過配電網(wǎng)將電力直接銷售給周邊的電力用戶。這一模式有利于分布式能源就近消納，又能大幅降低輸配成本。
不過，高志強對此表示，“分布式光伏隔墻售電存在局限性，一是隔墻并網(wǎng)企業(yè)的變壓器容量不能剛好夠接入；二是隔墻并網(wǎng)企業(yè)送出線路部分距離遠近不固定，成本不清晰，同時還涉及破路和架空，需要協(xié)調(diào)的問題太多。”
總體來看，因過網(wǎng)費等核心問題懸而未決，隔墻售電模式眼下止步不前，沒有能夠大面積推開。
此外，以源網(wǎng)荷儲一體化為代表的微電網(wǎng)模式，成為內(nèi)蒙、河北、浙江等各省試點探索的一個方向。
該模式將電源、電網(wǎng)、用電負荷和儲能系統(tǒng)組合成一個自發(fā)自用的獨立系統(tǒng)，不用上網(wǎng)，即可就地消納。這種模式不受電網(wǎng)容量限制，只要自己能消納，就能獲取新能源指標，比較適合工商業(yè)光伏項目。
內(nèi)蒙古在這方面步伐最快，自2021年至今每年都公布一批市場化源網(wǎng)荷儲一體化項目清單。國內(nèi)首個儲能配置規(guī)模達到千兆瓦時的新能源場站和全球規(guī)模最大的“源網(wǎng)荷儲”一體化示范項目就建在內(nèi)蒙古烏蘭察布。
電網(wǎng)擴容與改造難題擺上桌面
構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，是十分明確的發(fā)展方向，而分布式光伏必將是未來新型電力系統(tǒng)的一個重要組成部分。國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2023年9月底，全國分布式光伏累計裝機2.25億千瓦，在全部光伏發(fā)電裝機中占比43%，而在全部電源裝機中占比8%。
“從整個新型電力系統(tǒng)的構建角度來講，如何解決分布式光伏高比例的接入，是必須站在國家層面來統(tǒng)一協(xié)調(diào)考量的一件事情。”天合富家董事長高海純在接受記者采訪時表示。
其實，無論是配儲還是集中匯流上網(wǎng)、隔墻售電等等方式，均是修修補補的解決辦法，化解分布式消納難關鍵還是要從電網(wǎng)端進行升級改造。這意味著前期的巨大成本投入，這筆錢從哪里出？這成了橫在分布式大發(fā)展面前的一大障礙。
湖北一位電力行業(yè)人士告訴記者，一般電網(wǎng)公司所屬區(qū)域的電網(wǎng)建設都由電網(wǎng)公司自己投資，包括與新能源項目相關的接網(wǎng)及輸配電工程。
“一些重大項目比如國家重大水利建設、農(nóng)網(wǎng)升級改造等，政府基金也會出資支持。工商業(yè)電費里面有一項政府基金及附加，這筆錢就是用于電網(wǎng)改造的。不過平價上網(wǎng)新能源項目目前還沒有政府專項資金支持，建設成本基本全由電網(wǎng)企業(yè)承擔。”上述電力人士告訴記者。
那么，能滿足新能源裝機并網(wǎng)需求的電網(wǎng)擴容建設，到底需要怎樣一筆資金投入呢？
1月16日，中國能源研究會能源金融分會名譽主任委員楊亞表示，到2050年初步預計全國配電網(wǎng)系統(tǒng)累計投資將超過15萬億元。很顯然，單純依靠電網(wǎng)公司去投資這筆錢，對電網(wǎng)企業(yè)是個不小的壓力，難度極大。
張曉斌在直播間對話中向行業(yè)呼吁 ，新能源制造企業(yè)應為快速發(fā)展所帶來的增量配電網(wǎng)、農(nóng)網(wǎng)改造、配網(wǎng)端高昂的建設成本和額外成本買單。
楊亞則建議，引入多元化社會資本、多種商業(yè)模式來拓寬配電網(wǎng)的投資渠道，以合理的市場化收益來吸引社會資本有序參與。
除了需要解決錢從哪里來的問題，電網(wǎng)建設與升級，在政策和技術層面都是復雜而艱巨的工程。
有接近電網(wǎng)系統(tǒng)的人士針對消納問題建議，可以將所發(fā)電量送往更高等級高壓線路，比如利用“省間聯(lián)絡線”輸送至其他省份。不過，前述電力行業(yè)人士則認為，這種方式原理上可行，但實操中面臨方方面面的綜合性問題。他表示，“特高壓線路建設涉及到方方面面，比如需要考慮涉及地區(qū)的地方工業(yè)數(shù)據(jù)、社會用電等經(jīng)濟數(shù)據(jù)。因為電力調(diào)度的原則是經(jīng)濟性、以用定發(fā)。這意味著，其建設周期也會很長。”
一位長期關注新能源的資深人士則表示，當前遇到的分布式光伏并網(wǎng)難問題，歸根結底就是新能源發(fā)電要融入以煤電為發(fā)電主體的電力體系而產(chǎn)生的種種不適。既然新型電力系統(tǒng)定位為以新能源為主體，那火電和電網(wǎng)系統(tǒng)就需要主動改變，而這恐怕要上達最高決策層才能徹底推動解決。
原標題：分布式光伏陷入“成長的煩惱”：電網(wǎng)容量告急，消納“紅區(qū)”何解？
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