分布式光伏發(fā)展形勢研究及前景展望

劉潤寶，謝玉榮，周宇昊

(華電電力科學(xué)研究院有限公司 國家能源分布式能源技術(shù)研發(fā)(實驗)中心，浙江省蓄能與建筑節(jié)能技術(shù)重點實驗室，浙江 杭州 310000)

1 引言

近年來，我國光伏、風(fēng)電等可再生能源發(fā)展迅速，建設(shè)規(guī)模不斷擴大，加上地理上發(fā)電和用電區(qū)域中心錯位，出現(xiàn)了棄風(fēng)棄光棄水和補貼資金不足等問題，導(dǎo)致了光伏補貼逐年減少，且建設(shè)指標(biāo)緊張，形勢非常嚴峻。在新的形勢下，之前盲目追求裝機容量的發(fā)展模式已經(jīng)難以為繼，降低成本、提質(zhì)增效才是未來產(chǎn)業(yè)發(fā)展的方向。國家出臺了很多引導(dǎo)分布式光伏健康發(fā)展的政策和指示，而國內(nèi)一些企業(yè)則以創(chuàng)新求發(fā)展，分布式光伏涌現(xiàn)出了多種新模式，迎接新形勢下的挑戰(zhàn)。

2 分布式光伏發(fā)展形勢研究

為有效解決這些問題，2017年底，國家發(fā)改委下發(fā)《國家發(fā)展改革委員會關(guān)于全面深化價格機制改革的意見》，文件指出，要完善可再生能源價格機制，根據(jù)技術(shù)進步和市場供求，實施光伏等新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價退坡機制，至2020年實現(xiàn)光伏上網(wǎng)電價與電網(wǎng)銷售電價相當(dāng)?shù)哪繕?biāo)。[1]由此可見，接下來兩年，光伏上網(wǎng)電價還將呈逐年退坡的趨勢，直至與電網(wǎng)銷售電價相當(dāng)，即光伏發(fā)電平價上網(wǎng)。

針對光伏發(fā)電的規(guī)范管理，2018年5月，國家發(fā)展改革委員會、財政部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于2018年光伏發(fā)電有關(guān)事項的通知》中特別強調(diào)合理把握發(fā)展節(jié)奏，優(yōu)化光伏發(fā)電新增建設(shè)規(guī)模，同時加快光伏發(fā)電補貼退坡，降低補貼強度，并發(fā)揮市場配置資源的決定性作用，進一步加大市場化配置項目力度。在光伏發(fā)電全面實現(xiàn)無補貼平價上網(wǎng)前，對于不需要國家補貼的光伏發(fā)電項目，由地方按《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于積極推進風(fēng)電、光伏發(fā)電無補貼平價上網(wǎng)有關(guān)工作的通知》(發(fā)改能源〔2019〕19號)規(guī)定自行組織建設(shè)；對于需要國家補貼的新建光伏發(fā)電項目，原則上均應(yīng)按本通知由市場機制確定項目和實行補貼競價。[2]

2019年4月，國家發(fā)展改革委員會價格司發(fā)布了2019年光伏電價政策，集中式電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價改為指導(dǎo)價，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類地區(qū)電價分別為： 0.4元/(kW·h)、0.45元/(kW·h)、0.55元/(kW·h)(均含稅)。集中式光伏電站上網(wǎng)電價通過市場競爭方式確定，不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價；工商業(yè)分布式光伏，“自發(fā)自用，余電上網(wǎng)”的項目按全電量0.1元補貼，全額上網(wǎng)項目上網(wǎng)電價則按照所在資源區(qū)集中式電站指導(dǎo)電價管理。能源主管部門統(tǒng)一實行市場競爭方式配置的工商業(yè)分布式項目，市場競爭形成的價格不得超過所在資源區(qū)指導(dǎo)價，且補貼標(biāo)準不得超過每0.10元/(kW·h)[3]。具體電價如表1所示。

由圖1可看出，Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類地區(qū)光伏電站上網(wǎng)電價及分布式光伏補貼均明顯地呈逐年下降的趨勢。

圖1 光伏電價逐年退坡趨勢

表1 各類地區(qū)近年來光伏電價

3 行業(yè)發(fā)展?fàn)顩r

3.1 電站建設(shè)情況

近年來，我國光伏發(fā)電發(fā)展非常迅速，連續(xù)數(shù)年裝機容量和發(fā)電量均列世界第一。根據(jù)國家能源局發(fā)布的統(tǒng)計信息，截至2018年底，全國光伏發(fā)電裝機達到1.74億kW，較上年新增4426萬kW，同比增長34%。其中集中式電站12384萬kW，較上年新增2330萬kW，同比增長23%；分布式光伏5061萬kW，較上年新增2096萬kW，同比增長71%。2018年，全國光伏發(fā)電量1775億kW·h，同比增長50%；平均利用小時數(shù)1115 h，同比增加37 h。2018年，全國光伏發(fā)電棄光電量54.9億kW·h，同比減少18.0億kW·h；棄光率3%，同比下降2.8%。

從地理分布看，集中式光伏新增裝機較多的省份有江蘇、河北、山西、內(nèi)蒙古、寧夏、青海、陜西、安徽等省份；分布式光伏新增裝機較多的省份有浙江、山東、江蘇、河南、河北、山西、安徽、廣東等省份。由此可見，相比以往主要分布在西北地區(qū)的地理格局，2018年新增的光伏裝機分布重心往東南方向移動，特別是分布式光伏尤為明顯。

由以上數(shù)據(jù)可看出，我國光伏裝機容量仍在增加，其中集中式光伏增長速度有所緩慢，分布式光伏則增長迅速。發(fā)電量和利用小時數(shù)均有較大幅度提升，棄光電量和棄光率均有一定程度改觀?？臻g分布上看，華東和華北地區(qū)發(fā)展迅速，發(fā)電與用電的地理中心逐漸靠近，更利于光伏發(fā)電的傳輸和消納，由此可見，近幾年我國的光伏調(diào)控政策初見成效，在促進光伏發(fā)電消納方面取得了顯著成效，結(jié)構(gòu)日趨合理。光伏發(fā)電從以往完成量的指標(biāo)逐漸轉(zhuǎn)向質(zhì)的追求，有利于光伏產(chǎn)業(yè)朝著更健康的方向發(fā)展。

3.2 產(chǎn)業(yè)技術(shù)革新與造價變化

近年來，我國光伏產(chǎn)業(yè)化技術(shù)發(fā)展迅速，各個環(huán)節(jié)均有技術(shù)更新，光伏產(chǎn)業(yè)的技術(shù)革新正處于前所未有的高速發(fā)展階段。新出現(xiàn)的工藝主要有：多晶硅料環(huán)節(jié)冷氫化技術(shù)通過循環(huán)利用副產(chǎn)品制造生產(chǎn)原料，大幅降低工藝能耗及成本；硅片環(huán)節(jié)金剛線切割替代砂漿線，降低單片成本的同時提升產(chǎn)能；電池片環(huán)節(jié)PERC 技術(shù)降低光電損失；細柵線提升電池片有效受光面積，從而提升電池片發(fā)電效率；組件環(huán)節(jié)半片技術(shù)減少遮擋電量損失；雙面技術(shù)利用光伏組件背面發(fā)電，提升光伏電站發(fā)電收益。此外，諸如多晶硅的顆粒硅技術(shù)，電池片的HJT、IBC、黑硅等技術(shù)或工藝，均在不斷更新現(xiàn)有產(chǎn)線的生產(chǎn)工藝[4]。

技術(shù)上日新月異的變革，以及產(chǎn)品規(guī)?；?yīng)，近年來我國光伏組件成本逐年下降，也使得光伏發(fā)電項目建設(shè)成本大幅下降。目前國內(nèi)主流光伏組件價格大多在1.5～2元/W之間，光伏電站建設(shè)成本大多在4～5元/W左右。在可預(yù)期的時間里，光伏組件及電站建設(shè)成本還會出現(xiàn)一定程度的下降。

3.3 主要面臨的問題和困難

在新的形勢下，光伏發(fā)電的發(fā)展將遇到以下問題和困難。

(1)光伏發(fā)電補貼逐年退坡，這兩年尤其明顯，需公開競標(biāo)建設(shè)。

(2)光伏建設(shè)指標(biāo)收縮，大量棄光棄風(fēng)棄水地區(qū)甚至不再批指標(biāo)。

(3)優(yōu)質(zhì)項目資源基本已被利用，有經(jīng)濟價值項目日趨減少。

4 未來形勢展望

4.1 補貼退坡與平價上網(wǎng)的過渡

我國光伏產(chǎn)業(yè)鏈完整，發(fā)展?jié)摿薮?。光伏產(chǎn)業(yè)是我國為數(shù)不多的、能夠同步參與國際競爭、具有產(chǎn)業(yè)化優(yōu)勢的行業(yè)，從長遠看，國家支持光伏產(chǎn)業(yè)往更廣闊的空間發(fā)展。根據(jù)水電水利規(guī)劃設(shè)計總院的研究數(shù)據(jù)，2030年我國風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機總?cè)萘繉⑦_到12億kW。將較2018年底3.6億kW的總?cè)萘績粼?倍，期間年均新增裝機將超過7000萬kW，繼續(xù)呈現(xiàn)高速增長態(tài)勢，發(fā)展空間較大。

雖然近年新政策出臺，光伏電價補貼退坡明顯，在短期內(nèi)，會使得光伏市場需求出現(xiàn)較大幅度下降，光伏制造行業(yè)也將受到一定程度影響，但是短期的困境有助于光伏行業(yè)自我更新升級，從而健康長久地發(fā)展，從以往拼規(guī)模、拼速度、拼價格轉(zhuǎn)向拼質(zhì)量、拼技術(shù)、拼效益，從以往粗放式發(fā)展轉(zhuǎn)向精細化發(fā)展，推進平價上網(wǎng)早日實現(xiàn)。

之前盲目追求裝機容量的發(fā)展模式難以為繼，降低成本、提質(zhì)增效才是未來產(chǎn)業(yè)發(fā)展的方向，已經(jīng)是光伏業(yè)內(nèi)形成的共識。部分先進的光伏企業(yè)已經(jīng)作為先行者開啟了光伏平價上網(wǎng)的嘗試。國家能源局公布了2019年第一批光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目名單，項目個數(shù)為168個，總裝機規(guī)模1478萬kW[5]。

4.2 新形勢下分布式光伏模式

4.2.1 自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式

常規(guī)的分布式光伏模式，自發(fā)自用，余電上網(wǎng)。由于工商業(yè)電價較高，部分地區(qū)電價超過1元/kW·h，再加上0.1元/kW·h，如有合適的建設(shè)條件，如利用大型建筑或廠房屋頂，可實現(xiàn)項目贏利。

4.2.2 光伏與燃氣分布式能源站結(jié)合的模式

光伏與燃氣分布式能源站結(jié)合，通過燃氣分布式能源站的廠用電完全消納光伏所發(fā)電量，實現(xiàn)100%消納。此模式等同于光伏所發(fā)電量借燃氣分布式發(fā)電站的平臺上網(wǎng)，即光伏發(fā)電的電價以分布式能源站上網(wǎng)電價作為基本計價(一般高于0.6元/(kW·h))，明顯高于全額上網(wǎng)的電價(即便Ⅲ類地區(qū)，也只有0.55元/(kW·h))，具有更好的經(jīng)濟效益。

4.2.3 微網(wǎng)消納模式

在負荷中心建設(shè)微網(wǎng)系統(tǒng)，統(tǒng)一調(diào)控發(fā)電側(cè)與用電側(cè)之間的供需關(guān)系，就近消納，避免遠距離輸送。由于有微網(wǎng)系統(tǒng)小范圍內(nèi)調(diào)配電力消納，因此自用比例大于常規(guī)的自發(fā)自用余電上網(wǎng)的模式。

4.3 經(jīng)濟效益分析

以1MW分布式光伏與燃氣分布式能源站結(jié)合項目為例，分布式能源站的上網(wǎng)電價按0.6元/(kW·h)，另加0.1元/(kW·h)的國家補貼，造價按5元/W計算，地理坐標(biāo)及光資源參考廣州地區(qū)，分布式光伏由分布式能源站員工代管，不安排專門人員，建設(shè)場址利用電廠屋頂或閑置土地，不考慮租金，其余參數(shù)參考行業(yè)相關(guān)規(guī)定。經(jīng)計算，自有資金內(nèi)部收益率為22.71%，10.64年可回收成本，在投資、發(fā)電量、電價等客觀條件發(fā)生變化時候，具有較強的抗風(fēng)險能力。以上述計算參數(shù)為基準，其他條件不變，電價的平衡點在0.48元/(kW·h)左右，造價的平衡點在6元/W左右。敏感性分析如圖2所示。

圖2 分布式光伏收益敏感性分析

5 結(jié)論

目前，光伏發(fā)電正在從以往完成量的指標(biāo)逐漸轉(zhuǎn)向質(zhì)的追求，補貼退坡，乃至平價上網(wǎng)已經(jīng)是不可逆轉(zhuǎn)的趨勢，然而光伏組件造價下降，商業(yè)模式創(chuàng)新，使得分布式光伏仍有可能獲得經(jīng)濟效益。面對新的形勢下的挑戰(zhàn)，國家出臺了很多引導(dǎo)分布式光伏健康發(fā)展的政策和指示，各光伏發(fā)電企業(yè)也如能把握好契機，將迎來新一輪的發(fā)展。