分布式光伏售电模式和发展建议

分布式光伏售电模式和发展建议
摘要：向清洁低碳转型已经成为各国能源行业的普遍共识和一致目标，中国是光伏装机容量第一大国，对光伏发电的政策支撑也较为完善。

在光伏补贴逐渐取消的政策变化中，分布式光伏的售电模式面临困境，本文将针对其中存在的问题提出发展建议。

关键词：分布式光伏，补贴政策，售电模式
1 分布式光伏的补贴政策
近年来，我国出台了一系列分布式光伏补贴支持政策。

2013年，国家发展改革委印发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，提出对分布式光伏发电实行按照全电量每千瓦时0.42元补贴，补贴期限原则上为 20 年。

2015年，国家能源局印发《关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》和《关于下达 2016 年光伏发电建设实施方案的通知》，要求对屋顶分布式光伏发电项目及全部自发自用的地面分布式光伏发电项目不限制建设规模。

随后，光伏补贴下降的政策文件频频出台。

2018 年，国家发展改革委、财政部和国家能源局联合印发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，要求采用“自发自用、余电上网”模式的分布式光伏发电项目，全电量度电补贴标准调整为每千瓦时0.32元。

2019至2021 年，对“自发自用、余电上网”分布式光伏项目执行电价补贴退坡机制，2018年为每千瓦时0.1元、2019年为每千瓦时0.05元和2020年不再补贴。

2021年，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，提出从2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网，按当地燃煤发电基准价执行。

光伏实行“平价上网”标志着光伏产业已经进入相当成熟的阶段，整体发电成本已经趋近行业平均水平。

据国家能源局统计数据，截至2022年6月底，光伏发电装机容量约3.4亿
千瓦，同比增长25.8%。

在2013年国内当年新增光伏装机容量大幅增长、跃居世
界首位后，中国光伏装机总容量至今保持着世界第一。

其中，分布式光伏约占光
伏总容量的三分之一。

2 分布式光伏售电模式面临的问题
光伏项目主要分为“自发自用、余电上网”和“全量上网”两种上网方式，
分布式光伏主要采用“自发自用、余电上网”方式，本文主要讨论“自发自用、
余电上网”模式下分布式光伏面临的问题。

一般来说，此类光伏项目上网电量规
模较小，上网电量输送距离较小，以在周边台区消纳为主。

在周边消纳电量的模式，被称为“隔墙售电”。

对“隔墙售电”的理解一般有两种。

第一种可以称为“直接售电”，由光伏
项目主体向终端用电户建立电气连接后直接售电。

此种情况下，光伏项目主体实
际上承担了发电企业、电网企业、售电企业的角色，但现行政策并不支持这种做法，企业只有在按照国家能源局电力业务许可制度取得相应资质后方可开展业务。

第二种属于上网后就近消纳，光伏项目发电电量在项目红线范围内使用后的剩余
部分上网，再通过电网分配至周边消纳。

第二种“隔墙售电”才是正确的理解。

2017年国家发改委、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》。

直到2020年12月，江苏省常州市郑陆工业园5兆瓦分布式发电市场
化交易试点项目成功并网发电，“隔墙售电”才真正落地。

“隔墙售电”发展的核心问题，仍然在于价格。

前文提到，国家逐步降低分
布式光伏补贴，目前已经实现平价上网，按照2021年底的分布式光伏经济分析，每千瓦时成本约为0.4-0.5元（不含过网费），而全国火电、水电的上网电价分
别约为每千瓦时0.4元、0.3元，相较之下，分布式光伏成本仍然较高。

基于此，一些专业人士提出不收取过网费、减少光伏在售电端的价格劣势，但该建议未能
被采纳。

从规则的角度看，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》明确
电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务并向分布式发电项目
单位收取过网费。

从服务的角度看，电网企业为分布式光伏提供并网、计量等服务，并且提供电网传输的通道，也应当收取过网费。

江苏省“隔墙售电”试点的成功原因之一是当地政府提出就近直接交易电量
的输配电价仅执行光伏发电项目并网、消纳所涉及电压等级的输配电网过网费，
免交未涉及的上一电压等级的输电费，并且减免政策性交叉补贴。

即便是仅收取
过网费，仍有专业人士认为过网费不能真正体现分布式光伏项目占用的电网成本、承担的社会责任。

3 分布式光伏发展建议
基于分布式光伏发展面临的问题，本文提出三点建议。

一是设计出承认效益和承担责任的双向价格机制。

考虑到分布式光伏带来的
的电网投资下降、远距离输电损耗降低带来的社会效益，应当给予分布式光伏一
定收益返还；考虑到分布式光伏项目占用的电网备用容量和社会成本，应当承担
一定的费用。

将上述两部分费用科学合理列入价格组成，促进分布式发电良性发展。

二是融入绿色电力交易，就地提供易得的零碳能源。

绿电价格以中长期电力
交易市场中的燃煤发电基准价为基础，上浮一定的比例以体现其绿电环境价值。

2021年底，随着电价市场化改革开展，绿电溢价明显。

价格上涨的同时，绿电仍
然供不应求。

目前仅有无补贴分布式光伏才可以进入市场成为绿电，这对2022
年新建分布式光伏项目是十分有利的，而就地消纳也能够更明显体现零碳标志，
增加绿电供给。

三是在现有增量配电网中建设源网荷储一体化园区。

在国家批准的增量配电
网中，建设大面积屋顶光伏，并通过储能设施存储电能供24小时使用，通过增
量配电网建设的输配电网将电能送到网内终端用户，实现“源网荷储”一体化。

这种模式对增量配电网规划的合理性、运营调度的水平要求很高，但有望形成一
片零碳排放试点区域。

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