分布式光伏的比重未來還將持續增長，并將成為光伏的主體發展形式，而其不僅需要先進的光伏技術作支撐，更需要相應的政策支撐體系。

2017年是中國光伏產業高歌猛進的一年，光伏總裝機高達53吉瓦，不但是中國歷史上光伏裝機規模最高的一年，并且超過曾經的光伏裝機第一大國德國過去20多年的光伏裝機總量。光伏的快速發展使其成為中國能源革命主力軍的前景越來越明朗。

2015年4月，國家發展和改革委員會能源研究所發布的“中國2050高比例可再生能源發展情景暨路徑研究”報告預測，2050年太陽能發電裝機容量可能達到27億千瓦，以地面光伏電站為主，分布式屋頂光伏約可達到2.6億千瓦，僅占全部光伏裝機量的10%左右。

上述報告明顯低估了分布式光伏的潛力。2017年分布式光伏裝機量高達19吉瓦，在總裝機量的比重高達36%，已遠遠高于該報告所預測的比重。

分布式光伏的比重未來還將持續增長，并將成為光伏的主體發展形式，而分布式光伏獲得快速持續發展不僅需要先進光伏技術作支撐，更需要相應的政策支撐體系。而筆者認為，這一政策支撐體系的核心可以概括為16個字：就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼。

就近建設

“就近建設”不同于以往常說的“就近消納”。

“就近消納”一詞在國家能源局的文件中曾出現在2015年的發改辦運行〔2015〕2554號文件《開展可再生能源就近消納試點的通知》中，該文件明確在“可再生能源富集的甘肅省、內蒙古自治區率先開展可再生能源就近消納試點，為其他地區積累經驗，是努力解決當前嚴重棄風、棄光現象的大膽探索”。新疆和吉林也依據此文件很快制訂了可再生能源就近消納的行動方案。

這些地區已經建設了大量的光伏，以及風電，出現了大量棄風棄光的問題，如果就近消納呢?文件提出的措施包括：1、鼓勵可再生能源供熱以及實施電能替代，擴大電力消費。2、鼓勵對燃煤機組進行技術改造、對熱電聯產機組加裝蓄熱器,實施深度調峰，提高電網可再生能源消納能力。3、積極承接東部產業轉移。4、積極加強輸電通道和配電網建設,促進可再生能源外送，擴大消納范圍。

但就近消納的潛力遠遠跟不上光伏風電發展的規模，關鍵是因為這些地區總用電量和用能規模較低。以內蒙古北部某地區的風電光伏就近消納案例來說。某縣區域內用電量約2億多千瓦時，規劃的風電光伏的發電量合計約7億千瓦時，雖然當地設計了推廣各種電能替代技術，全面推廣電供熱，建設電解水制氫裝置，再加上招商引資等舉措，仍然無法消納掉這7億度風電光伏，還要指望通過特高壓外送。

這類地區風電光伏過剩以及棄風棄光現象的出現有一定的必然性，因為這類光伏沒有遵循就近建設的原則。

就近建設是指在用電負荷集中地區建設光伏，優先指廣東、江蘇、浙江、山東、北京、上海、天津等經濟發達省市。例如，全國用電量最高的省份是廣東省，2016年全社會用電量5610.13億千瓦時。廣東省依托現有的配電網，在現有電量中消納10%的光伏，即560億千瓦時電量，技術上困難很容易解決。560億電量對應約50吉瓦的光伏裝機量。如果按20%的消納能力測算，則對應約100吉瓦的光伏裝機量。北京市的全社會用電量約1000億千瓦時，若光伏消納以20%計，相當于200億千瓦時用電量，大約相當于17吉瓦光伏裝機規模。

2017年，全社會用電量63077億千瓦時。以光伏在其中占10-20%粗略測算，可消納500吉瓦-1000吉瓦的光伏。若僅考慮其中位于110千伏及以下變電設施供電的部分約60%，總量約3.6萬億千瓦，光伏總裝機量也在300吉瓦以上。目前，我國的光伏裝機量僅為130吉瓦。因此，中國目前的光伏建設并不欠缺消納能力。

以省為單位分析就近建設還是遠遠不夠的，還需要進一步分析出省內用電量高的城市，再進一步分析用電量高的工業園區，從而制定就近建設光伏的優先順序。這些負荷密集地區，不可能像在中國西北地區利用戈壁和荒漠建設大規模的光伏電站，而需要充分利用工業園區和城市的建設用地建設分布式光伏。

以銷定產

中國國土面積上的太陽能資源遠遠超過當前的用能需求，中國國土面積的1%如果安裝上光伏，所發的電就能達到中國目前的全部用電量，因此光伏盲目發展就會導致過剩。光伏建設不可能無限制擴張，必須遵循“以銷定產”的原則。

從建設的角度而言，光伏的建設規模應當保持在周邊電網的消納能力之內，超過消納能力的光伏就不應該建太多。針對現階段的情況，1901號文件提出了兩個衡量標準，標準一是分布式電源饋入配電網的功率不能向110千伏以上傳送。標準二是分布式發電項目總裝機容量小于供電范圍上年度平均用電負荷。

筆者認為，標準二的優點是容易識別，只要把上年的平均用電負荷調出來，就可以確定分布式發電的最大功率。標準一更科學，也更嚴格。但難點在于實時數據調用比較困難。根據這兩個標準，可以仔細核算出某區域的分布式光伏消納能力，從而核算出該地區適宜的光伏建設規模。區域的用電量、變電站等輸配電設施是動態發展的，因而適宜的光伏建設規模也是在動態變化的。

從運營的角度，有些時段如果沒有用戶購買，或者說無法消納，這些時段的光伏就沒有必要發出來。這在光伏發電規模已經超過區域最小負荷的情況下有必要考慮。例如，某工業園區的光伏發電規模已經達到了當地中午的最大用電規模，而在春節假期，工廠放假，生產用電負荷大幅下降，園區的分布式光伏發電功率遠遠超過園區用電負荷，出現光伏發電越過220千伏變電站向外送的情況，此時，安全風險、輸電成本大幅上升。從系統最優的角度考慮，這些時間的光伏有必要利用智能棄光技術，主動停發，確保以銷定產。明顯加大電網安全風險的光伏應少發或不發，不具經濟性(在當前考慮補貼情況下)的光伏不應發。

市場交易

分布式光伏因其碎片化的存在形態，以及靠近用電負荷的特點，使得“市場交易”必然成為分布式光伏大規模發展的關鍵制度支撐。

2015年11月發布的電改配套文件中明確了分布式光伏在電力市場中的優先發電權和交易主體地位。2016年2月份，國家發改委、能源局、工信部聯合發布的《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》提出了微平衡市場交易：建立基于互聯網的微平衡市場交易體系，鼓勵個人、家庭、分布式能源等小微用戶靈活自主地參與能源市場。鼓勵企業、居民用戶與分布式資源、電力負荷資源、儲能資源之間通過微平衡市場進行局部自主交易，通過實時交易引導能源的生產消費行為，實現分布式能源生產、消費一體化。

2016年6月底發布的國能科技[2016]200號《國家能源局關于組織實施“互聯網+”智慧能源(能源互聯網)示范項目的通知》，設計了“基于綠色用能靈活交易的能源互聯網試點示范”。

輸配電價是市場交易的重要基礎。配電價格的政策則為分布式光伏市場交易掃清了政策障礙。電改配套文件《有序放開配電網業務管理辦法》中明確增量配電區域在配電價格核定前，“暫按售電公司或電力用戶接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價扣減該配電網接入電壓等級對應的省級電網共用網絡輸配電價執行。”

這一定價原則被1901號文件借鑒，并表述為過網費，并進一步明確了過網費的計算依據是分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。文件明確，分布式發電市場化交易試點項目中，“過網費”由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發展改革委備案。“過網費”核定前暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。這個計算方法明確了在配電網并網的光伏項目如果就近消納的話，就不用分攤高壓輸電線路的輸電成本原則。

以北京為例，根據2017-2019年北京電網輸配電價表測算可知，如果光伏110千伏并網，用戶為10千伏用戶，則一般工商業的過網費為0.071元，大工業的過網費為0.0448元。如果光伏35千伏并網，用戶為10千伏用戶，則一般工商業的過網費為0.0242元，大工業用戶的過網費為0.0205元。

分布式光伏的交易雙方將就價格進行市場化磋商，其基準價格當然是目前的目錄電價。在目錄電價的基礎上扣減三方面內容，一是過網費，二是按國家有關規定繳納的政府性基金及附加，三是光伏發電單位對購電單位的優惠。

而對于價格，以下因素會有影響：1、用戶如果有購買綠電的強烈意愿，則愿意付出較高的電價。2、大用戶直購電電價或電力交易價格會對光伏的交易價格產生影響。3、未來現貨市場模式下，中午光伏的電價有較大降低的可能性。

在市場交易模式下，用戶可以與光伏售電方簽訂長達20年的購電協議，也可能只簽一至三年，合同到期后，再續約或另行尋找用戶簽訂購電協議。

取消補貼

補貼政策對中國光伏發展具有至關重要的影響。

2017年全國光伏裝機量53吉瓦，其中分布式光伏19吉瓦，全年光伏補貼金額超過200億元。2018年及以后幾年的新增光伏補貼總額是由光伏裝機規模和補貼退坡程度決定。就目前已經發出的指標而言，2018年普通地面光伏電站的指標為13.9GW，領跑者指標為8GW，第一批光伏扶貧指標為4.186GW，累計已知指標為26.06GW。2018年分布式光伏在光伏電站總規模壓縮，以及分布式發電市場化交易試點的鼓勵政策下，總規模大于2017年的19GW可能性很大。

以此推算，2018年的光伏裝機規模接近或高于50GW的可能性很大。在2018年的補貼政策下，全年新增光伏的補貼金額約在180億元左右。如果2019年和2020年的光伏裝機規模與2017年大體相當，并略有增長，作為補貼政策的最后一年，那2020年的光伏補貼規模將超過1000億。

即使2021年起將不再新增補貼，由于補貼政策要持續20年計，光伏產業所需要的總的補貼金額將高達2萬億元人民幣。如果2022年是新建光伏發放補貼的最后一年，即現有的光伏補貼政策于2023年全部取消，那么總的補貼規模將超過2.5萬億元。

上述情況發生的可能性極低，國家財政不可能為光伏產業發放高達2萬億的天量補貼。這樣就會出現兩種情況，一種是強制降低每年的光伏裝機量，并推廣光伏電站競價招標，以減少補貼金額。但裝機規模如果大幅下降，顯然對光伏產業將是極大的打擊。更何況，2018年至2020年的光伏指標現已發出去的規模已經不小。

第二種情況是，通過全面推廣分布式光伏市場化交易快速實現去補貼。在經濟發達、電價較高地區，用電側的光伏平價上網已經實現。以北京為例，2018年，光伏全額上網的電價是0.65元，也就是說光伏的成本低于0.65元每千瓦時。而北京的一般工商業電價的平均電價是8毛多，再考慮到光伏發電時段主要在中午，而北京在10：00-15：00之間時段則為峰段電價，10千伏用戶的電價為1.3782元每千瓦時，這個價格顯然遠高于光伏的成本。東部沿海地區像北京這樣高電價的地區雖然不多，但工商業電價和大工業電價已經高于光伏成本的地區卻已經相當多。

這使得補貼快速退坡并取消成為可能。“關于開展分布式發電市場化交易試點的補充通知”甚至明確地表達了全部取消補貼的可能性：“全額就近消納的項目，如自愿放棄補貼，可不受規模限制”。

2018年的試點項目如果按減少補貼20%計算，度電補貼為0.296元。如果2019年分布式光伏全面參與市場化交易，并且把補貼降為0.1-0.15元，2020年全部降為0，在這種情況下，如果嚴控光伏電站規模，并且在2021年開始取消補貼，那么，光伏產業的全部補貼金額有可能控制在1.6萬億左右。

雖然1.6萬億的補貼總額仍然是個非常巨大的數字，但這更進一步地表明全面普及分布式發電市場化交易、全面快速取消補貼的重要性。

綜上所述，就近建設、以銷定產、市場交易、取消補貼是保障分布式光伏實現可持續發展，成為中國能源革命的主力軍的關鍵政策支撐體系。(作者簡介：何繼江，清華大學能源互聯網創新研究院政策發展研究室主任;丁琰妍，華北電力大學。)