光伏发电消纳问题探讨及建议：加快进行电力交易市场和实时电价体系的建设

5.当前的问题

1）中国的特点是西部资源丰富（包括常规资源和可再生能源资源），而负荷中心在东部，因此为了平衡东西部资源和负荷不平衡的问题，尤其考虑到未来高比例可再生能源的消纳，建立输电通道是必须的。当前的问题是：①通道不足，规划建设周期长，无法满足需要。②通道的利用率不高。③同步电网不同步，跨省通道不畅通。

2）互补电源结构没有统一规划和部署。

3）火电的灵活性改造进展缓慢，现有机组调节性能差，最低负荷能力仅能达到50%；其次是个别省区新能源装机比例高，总调节能力不足。中国电科院张军军曾经给出这样的分析：在西部个别省区中午时段新能源达日最大发电出力时，瞬时负荷占比高达80%，火电机组的调节能力严重不足。这也是某些省区出现弃光、弃风的原因之一。除了技术原因，对于火电的灵活性改造，还缺乏相应的电价体系和鼓励机制。

4）网侧储能很有限，跨省电力交易市场待完善，光伏站内储能建设没有动力，目前站内储能仅有零星示范。

5）与传统电力争夺市场是当前阻碍光伏规模化发展的主要矛盾，很多省区开展并鼓励非水可再生能源电量的发电权交易，能够交易的“消纳能力”绝对不是技术问题，而是利益之争。

6）光伏-逆变器容配比没有放开，光伏保障性收购小时数的规定值偏低，不利于光伏电站进一步降低度电成本。

综上所述，通过同步电网、互补电源结构、火电调节机组、网侧/站内储能等条件和措施，电网会有足够的调节能力，完全可以满足高比例（至少70%）非水可再生能源的电源结构要求。按照国家可再生能源中心提出的发展目标，到2050年集中式光伏电站的装机为10亿千瓦，从2021年开始，平均每年装机30GW，不应存在任何消纳障碍。关键是需要解决好上述问题。

（二）分布式光伏发电

分布式发电系统是在用电负荷侧安装的发电系统。分布式光伏在我国可以表现为如下三种类型：①在单位内网接入的光伏发电系统（从电网角度看，一个单位的内网，就是一个单位“负荷”），电压等级可以是低压电网（220V/380V），也可以是中压内网电网（10kV/35kV）；②在低压电网（220V/380V）用户用电电表负荷侧接入的光伏发电系统，属于“自发自用，余电上网”项目；③在用户用电电表低压公共配电网侧接入的光伏发电系统，属于“全额上网”项目。

分布式光伏不同于集中式光伏电站，其调整、控制权在分布式发电系统本身。分布式光伏可以有“全额上网”“全部自用”和“自发自用，余电上网”三种运行方式，以及“净电量计量”和“双向计量，双向结算”两种收费方式，而集中式光伏电站只有全额上网，单向售电一种模式；分布式光伏在高渗透率情况下会发生“逆功率流”现象，还有主动和被动“孤岛”运行，而光伏电站没有；对于“自发自用”的光伏项目，为了保证收益，必须进行光伏发电的日分布曲线与负荷曲线匹配特性的评估，而光伏电站不必做这样的评估。总之，在分析分布式光伏的收益情况、渗透率和消纳问题时，要比分析集中式光伏电站更为复杂。

分析分布式光伏的消纳问题，必须弄清楚两件事：第一，进入平价时代后，分布式光伏的赢利点在哪里？是否具备规模化发展的商业基础？第二，在规模化发展具备条件的前提下，配电网能够接受多高的光伏渗透率？高比例分布式光伏是否会对配电网的安全稳定运行构成威胁？

1.分布式光伏市场潜力巨大

1）分布式光伏具备商业竞争优势

根据国家能源局的文件，2021年开始，无论是集中式光伏电站还是分布式光伏都不再有政府补贴，进入平价市场。分布式光伏在平价时代是否能够持续扩大应用，取决于光伏发电的成本。对于以全额上网的分布式光伏，其成本必须要低于0.3元/千瓦时，才能有盈利空间，因为电网的收购电价大约0.3～0.4元/千瓦时；而对于“自发自用”光伏电量，成本只要低于0.5元/千瓦时就已经可以盈利了，因为“自发自用”电量的参考电价是电网的销售电价，而销售电价最低也要0.5元/千瓦时以上。也就是说，一旦光伏电价低于0.5元/千瓦时，则对于所有用电户来说，用光伏的电比买电网的电便宜。我国的电网销售电价列表如下：

中国光伏行业协会的路线图显示，2021年分布式光伏在年利用小时数为1000时，成本0.39元/千瓦时，1200小时的成本为0.33元/千瓦时，说明没有补贴情况下，分布式光伏在我国东部（三类资源区）具备商业竞争优势。在未来10年内，分布式光伏在三类资源区的电价还可以进一步下降到0.2元/千瓦时以下，这是完全有把握的预期。因此，“十四五”期间，分布式光伏的主要发展形式是“自发自用”项目，而5年之后，分布式光伏的全额上网项目也将迎来巨大的市场。总之，在2021年以后的平价时代，光伏发电在成本上很有竞争力，完全具备规模化发展的商业潜力。目前，美国、欧洲各国和日本最大的商业化光伏市场也都是“自发自用”的分布式光伏。

2）净电量计量（Net Metering）

净电量计量是“自发自用，余电上网”分布式光伏的一种计量和结算方式，被美国、欧洲和日本普遍采用。在净电量计量方式下运行，所有的光伏电量（包括余电上网电量）的价值将等同于电网的销售电价（目前国内政策对于光伏余电上网电量，只以脱硫电价结算），这将大大提高分布式光伏项目的收益。另外，净电量计量模式下，也不用考虑光伏发电是否与负荷匹配的问题。净电量计量模式对于电网企业也有好处，只需要一年查看一下用户电表，按照净电量结算即可，大大减轻了工作量。但目前国内并不允许按照净电量计量方式运行。建议2021年开始（平价时代）对户用光伏项目实施净电量计量和结算。这样一方面大大减轻了电网企业的管理负担，另一方面则提高了户用光伏的收益，有利于进一步扩大户用光伏市场。

2016年笔者曾经实地考察过日本的净零能耗建筑。2014年4月，日本政府根据能源政策法制定了《第四次能源基本计划》，明确了日本实现零能耗建筑的目标和方针，到2020年新建公共建筑和标准居住建筑实现净零能耗，到2030年所有新建建筑平均实现净零能耗。在这个计划的推动下，日本户用光伏快速发展，连续3年装机接近或超过10GW。

这些建筑是否达到了“净零能耗”并不清楚，但所看到的建筑的确是达到了“净零电耗”甚至“负电耗”（净输出），即实现了电力供应的自给自足。日本的净零能耗建筑采用双向计量、双向结算方式，通过智能化管理（类似于德国的“智能家居”），做到用户收益最大化。净零能耗建筑基本可以做到零电费支付，甚至做到“负电费”，即全年算下来电量净输出，还可以赚钱。因为“净零能耗”建筑必须与建筑节能相结合，实施起来比较复杂，建议在国内先开展“净零电耗”建筑示范。

4）光伏微电网

光伏微电网属于典型的“自发自用，余电上网”的分布式光伏，是实现光伏高渗透率和电网友好的重要途径。光伏微电网是由光伏组件、逆变装置、储能系统、负荷、监控和保护装置等汇集而成的小型发配电系统，与外电网只有一个交互电量的连接点，是一个能够实现自我控制和管理的自治系统。按照功能不同，光伏微电网可以有如下几种。

自用型微电网：由单位或个人投资兴建，自建自用，光伏渗透率100%，可以联网运行，也可以主动式“孤岛”运行，双向计量，双向结算，联网运行时能够根据电网要求和实时电价与电网互动，自动控制从电网购电或向电网卖电，在为电网削峰填谷的同时，实现收益最大化。当电网发生故障时，微电网能够自动转为“孤岛”运行，可以做到“黑启动”和“无缝切换”。自用型光伏微电网的效益明显，是吸引投资、扩大光伏应用的主要形式。

服务型微电网：由配电网运营商投资建设，为一个区域内的多用户供电，由微电网运营商管理和经营，可以联网运行，也可以“孤岛”运行，双向计量，双向结算，实现收益最大化。“孤岛”运营时可以保证微网内全部用电户或主要用电户的供电，光伏渗透率50%～100%。服务型光伏微电网能够助力电力体制改革，打破传统垄断经营，是实现配电网经营权开放的最好抓手。

互动型微电网：由电网或配电网企业投资建设，主要目的不是自用电，而是与电网互动，满足电网要求，为电网提供辅助服务，是未来虚拟电网的重要组成。联网运行，光伏渗透率300%～500%，双向计量，双向结算，系统能够实现恒功率输出和削峰填谷，依靠光伏超低成本和响应实时电价，实现盈利。丹麦技术大学（DTU）的微电网和韩国电力公司（KEPCO）实施的智能电网（Smart Grid）项目均属此类。

2.储能在分布式光伏市场的潜力巨大

一方面是因为分布式光伏的成本大大低于电网的零售电价，价差足以支持安装储能，这与德国和日本的情况类似。另一方面，安装储能之后，分布式光伏系统就具备了调节能力，在电力交易市场和实时电价系统建立起来之后，能够根据电价与电网互动，实现分布式光伏项目的收益最大化。因此，储能在分布式光伏领域的潜在市场十分巨大。