推进分布式可再生能源发电规模化高质量发展

——访博众智合（Agora）能源转型论坛中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明

在确保碳达峰碳中和目标如期实现，加快规划建设新型能源体系，构建新型电力系统的背景下，分布式可再生能源发电（Distributed　Renewable　Generation，以下简称“DRG”）以其建设周期短、应用场景多、环境负效应低、技术成熟度高等优势，在我国能源绿色低碳转型大趋势下扮演着至关重要的角色。那么，我国分布式可再生能源发电规模化发展主要趋势如何？面临哪些困难？又应该如何破除发展瓶颈，积极推动其与新型电力系统协调发展？就此，本刊记者采访了博众智合（Agora）能源转型论坛中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明。

记者：分布式可再生能源发电有何特点及优势？我国分布式可再生能源发电经历了怎样的发展历程？

尹明：目前，可规模化开发的分布式能源主要是光伏发电、风电两类。尤其是可规模化推广的分布式光伏发电，因其更具有贴近用电负荷、建设周期短，与其他产业复合开发度高等独特优势，成为我国发展最快的一类分布式能源。分布式光伏分类与其用电性质、容量、电压等级、消纳范围等因素有关。主要分类包括户用分布式光伏（10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的分布式电源）、工商企业分布式光伏，以及分布式地面光伏电站等。

结合当前国内外对分布式能源的主流认识，可以总结出分布式可再生能源发电DRG有以下核心要素。一是“地点靠近用户”，DRG项目的建设地点应该靠近用户，发电与用电之间空间距离很近；二是“自消纳或本地消纳”，DRG项目的用户很多就是项目业主或项目附着物产权人（即自发自用），也可就近接入本地配电网向本地用户分配电能；三是“装机规模有限”，DRG的装机规模增长主要不是受发电资源决定的，通常受到配电网的接纳配置能力等技术因素影响，也受到土地、屋顶和价格补贴等非技术因素影响；四是“绿色清洁”，DRG的电源来自可再生能源，其发电出力特性体现了间歇性和变动性等特性。

谈及发展历程，我国分布式光伏的发展主要受国家政策影响，特别是受行业管理和价格补贴政策影响，而两类政策之间又有着内在联系。总体而言，我国分布式光伏发电发展总体分为四个阶段：

第一阶段，培育萌发阶段——2013年之前。我国还没有分布式能源、分布式光伏发电的规范性定义，但是2009年国家启动的“金太阳示范工程”和“光电建筑应用示范项目”，已经涉及分布式光伏发电的“雏形”。

第二阶段，快速成长阶段——2013—2018年。在行业管理方面，国家先后出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》等多项政策，营造分布式光伏发电发展政策环境。在价格补贴方面，分布式光伏发电享受全电量补贴，度电含税补贴0.42元一直未变，而三类光照资源的三种标杆电价在2016年后逐年降低，分布式光伏发电发展进入快车道。在这期间，基于“收费权”等新型金融工具创新也发挥了很大作用。

第三阶段，差异发展阶段——2018—2021年。2018年5月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，降低了分布式光伏发电补贴，并对分布式光伏建设进行了规模限制，一部分地方停止了对分布式光伏的垫付国补，“全额上网”模式的分布式光伏新增装机骤降。2019年，国家开始推进风电、光伏发电无补贴平价上网，降低补贴强度，加快补贴退坡，对工商业和户用分布式光伏采取差异化补贴政策（补贴分别调整为0.10、0.18元/千瓦时）竞价模式下的工商业分布式光伏发电发展严重受阻，户用分布式光伏发电在较高补贴政策激励下发展较快，分布式光伏发展反弹。

第四阶段，创新发展阶段——2021年至今。2021年起，国家不再下达各省（区、市）的年度建设规模和指标，而是测算下达各省年度可再生能源电力消纳责任权重，建立保障性并网和市场化并网消纳保障机制，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实行平价上网，2021年户用光伏发电项目仍可享受5亿元的国家财政补贴。同年，国家启动整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点，加快分布式光伏的规模化发展。“双碳”目标提出后，一系列政策出台，从加快绿色能源开发利用、乡村振兴、工业领域绿色用能等多个方面，加强分布式光伏发电创新发展和市场化发展。

我国分布式光伏发展还得益于多年持续不断的技术创新和光伏晶硅电池效率的大幅提升。同时，我国光伏产业的发展也离不开一批优秀民企的不懈努力与创新。我国内部光伏大市场摊薄了技术规模化应用成本，提高了产品竞争力，培育了一批具有创新精神的优秀企业，此外，国际能源绿色转型大势也为我国光伏产业发展提供了更广阔的天地。

记者：当前我国分布式可再生能源发电规模化发展主要趋势如何？

尹明：一是在开发建设上，加强城镇、乡村光伏规模化发展。中国已经开始更加重视分布式光伏的规模化开发，主要措施包括开展整县屋顶光伏开发和开展千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动，并重点关注光伏与农业的复合发展。

二是在价格补贴上，减少补贴和市场扭曲。中国的工商业分布式光伏已进入平价时代；户用分布式光伏由于和乡村振兴计划紧密相关，可能还需要一段时期的补贴支持，但这个时间预计不会过长。

三是在新能源消纳方面，出台强制性消纳政策与增加丰富的用电场景保障新能源消纳。大力增加DRG应用场景，提高新增用电中的可再生能源发电比例，包括鼓励产业园区和企业利用自有场地建设DRG、鼓励在交通枢纽场站以及公路和铁路沿线合理布局“DRG+储能”设施、加强DRG赋能农业发展等。

四是在并网运行方面，合理配置储能、改善运行性能，促进DRG与电网友好互动。随着中国分布式光伏发电进入快速增长期，大规模分布式光伏并网运行，将对配电网的规划、运行、维护、调度产生重要影响，源网之间的矛盾逐渐凸显，电力系统运行需要充分考虑分布式光伏的影响。可以预见，将会有越来越多的地方对分布式光伏发电提出并网技术要求。

五是在市场交易方面，分布式发电规模化发展，对参与市场交易的需求越来越强。随着应用场景不断增加、装机规模不断增大，在分布式发电中，因各种原因产生的非自发自用的电量规模也大概率会增加。这部分电量如果能够通过市场化机制实现就近交易，将会进一步增加可再生能源消纳规模，实现更大减排价值。然而，分布式发电市场化交易会降低电网企业的销售电量，影响其营收和投资回收。如何破解利益冲突问题，是影响分布式发电市场化交易能否实质性开展的关键。

记者：我国DRG发展面临哪些困难？如何破除发展瓶颈，积极推动其与新型电力系统协调发展？

尹明：我国DRG发展既面临共性的困难，不同类型的DRG也面临一些各自特殊困难。其中，以发展最快、规模最大、发展前景最广阔的分布式光伏发电面临的困难最多，最具代表性。总体而言，此类项目面临着项目开发运营、项目经济性、调度与交易、融资、源网关系等多方面瓶颈。

在源网关系方面，主要问题包括配电网的规划设计、运行管理、保护配置等尚不能适应从“无源”向“有源”的转变；分布式发电市场化交易在一定程度上会减少电网公司的售电量，大概率会减少电网企业售电收入；对于并网性分布式发电项目，大电网还需要承担接入工程及相关电网改造投资，缺乏成本回收机制；大电网需要为分布式发电项目运行提供备用和调节服务，目前同样缺乏成本回收机制等。

在调度交易方面，主要问题包括DRG业主的市场主体地位尚不明确；分布式发电市场化交易面临调度运行与交易结算等方面的困难；分布式发电绿证市场和国家核证自愿减排量（CCER）市场尚未启动，绿色价值缺乏向经济价值转化的市场渠道等。

在开发运营方面，主要问题包括DRG项目标准化程度低、信用风险高；用户有违约不缴纳或延期缴纳电费的风险；项目发电量、营收与用户企业的效益紧密相关；屋顶分布式光伏项目没有产权，资产不稳定；大规模发展DRG将会面临现场维护等问题。

在项目融资方面，主要问题包括项目融资难、渠道窄、成本高；资产评价标准及保险机制欠缺；未能调动起社会资本参与DRG投资的积极性等。

在项目经济性方面，主要问题包括户用分布式光伏补贴政策延续存在不确定性；用户电价变化，特别是电价降低对项目经济性影响严重；DRG技术成本（为满足并网运行要求的投资）的影响；上游产品价格市场化程度高，波动性强，项目造价难以控制；屋顶质量参差不齐，改造成本影响大等。

破除上述困难需要坚持问题导向与创新思维、强化市场公平开放、理顺“源网荷储”各方关系、突出风险共担与利益共享。从政府监管、源网关系、调度交易、开发运营、项目融资和项目经济性方面提出推进DRG与新型电力系统协调发展的措施。具体如下：

在政府监管方面的主要措施：根据分布式光伏典型应用场景特点，结合新型电力系统发展趋势，制定分布式光伏相关规范，重点支持“自发自用，余量上网”模式；对分布式发电配储能的，在上网电价或（和）购电价上给予优惠；加强对整县屋顶分布式光伏项目业主选择中出现的市场准入、公平参与等问题的监管和纠正；加强标准体系建设，提高DRG相关设备质量，规范涉网参数管理。

在源网关系方面的主要措施：一是研究创新适应高比例可再生能源配电网规划、设计、运行方法，重点加强直流配电技术、柔性直流技术和新型储能技术等研究，提高配电网接纳分布式可再生能源的能力。二是加大对现有配电网升级改造力度，提高配电网智能化水平，提升存量资产利用率。三是加强配电网与用户侧涉网设备/终端接口标准、通信规约建设，增加对用户侧可调节负荷、需求侧资源的互动水平，提高配电系统的感知能力与运行韧性，确保系统物理安全和信息安全。四是加强“源网荷储”集成一体化模式探索与创新发展。五是针对DRG项目是民生类，还是商业类的不同，建立接入工程成本回收机制。民生类项目的，通过输配电价回收；商业类项目的，主要通过电源企业投资。六是制定备用容量定价机制，确保电网企业服务价值和服务质量。七是针对大电网为消纳分布式发电提供的调节服务，制定分布式发电企业与用户合理分担的成本回收机制。

在调度交易方面的主要措施：明确分布式发电商以及储能服务商、灵活性资源集成商等的市场主体地位；建立不同平衡区域的灵活调节资源库，建立不同范围平衡区域的灵活性协同机制，适应多样运行方式需要；探索建立适应分布式发电规模化发展的电力市场体系，完善分布式发电市场化交易；创新调度体制，确保省调度中心对中低压接入、容量达到一定规模的DRG项目实现“可观、可测、可控”，在分布式发电较多的地区开展平衡集群试点；提高信息通信安全稳定性和数据处理功能，提高数据信息的透明性，建立高效、顺畅、安全的“源网荷储”数据信息交互机制，发挥数据服务作用，利用数字化技术提高系统可靠性；尽快启动中国核证自愿减排量（China Certified Emission Reduction，以下简称“CCER”）交易市场，推动分布式发电绿证市场、绿电市场和碳市场协同发展。

在开发运营方面的主要措施：加强分布式发电技术和管理标准体系建设，规范涉网设备的技术检测与认证；加强分布式发电业务信用体系建设，涵盖从上游设备制造、设计、投资、施工、运营和维护、用户等全链条，加强信用评估，并与社会信用体系联动，减少信用风险；建立分布式发电企业与用电企业银行账号绑定关系，能够采用月度自动划拨的形式来收取电费，解决收取电费问题；制定屋顶分布式光伏项目产权确权办法，提高相关资产稳定性和融资能力；鼓励采取智能化、物联网技术，提高对点多面广的分布式发电项目的状态监测水平，支持采取专业化、本地化、平台化运维新模式。

在项目融资方面的主要措施：完善分布式发电资产评估体系，完善相关保险制度，将其纳入绿色金融支持范围，合理界定分布式发电绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件；拓宽分布式发电项目融资渠道，加大绿色债券、绿色信贷对分布式发电项目的支持力度；研究探索将分布式发电项目纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围；支持将符合条件的分布式发电项目CCER纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵消。

在项目经济性方面的主要措施：明确户用分布式光伏补贴延续年限，减少政策不确定性；加强对分布式发电涉网设备（含通信）造价管理，确保投资更合理、更透明。

记者：近日，国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，数智化对分布式可再生能源发电行业未来发展有着怎样的积极作用？应如何看待？

尹明：数智化是DRG规模化发展、可持续发展的必然要求与方向。一是利用数智化技术提高DRG的“可观、可测和可控性”。这是DRG规模化市场化发展的前提，确保实现电量和绿色价值兼顾的同时，尽量减少其随机性、波动性影响。二是利用数智化技术提高“源网荷储”协同性。随着DRG、储能和用户侧其他灵活性资源的增多，数智化技术可通过开展海量场景仿真和CPS联合运行等，优化完善配电网结构形态、运行模式、规划方法、评价标准等，增强对可再生能源发电的消纳配置能力。三是利用数智化技术可以更可观、更科学地评价各利益相关方对电力系统安全高效绿色低碳运行的贡献和作用，完善基于责权的成本分摊与利益分配相关新机制，建立更加合理和科学的市场机制与政策规则，促进市场更有效，政府更有为。四是重视数智化发展带来的各类风险问题，特别是数据信息安全问题、软硬件安全问题、数字化用电保障等问题。

为更好发挥数智化的作用，需要建立和完善数字资源管理与利用等相关法律法规，建立数字和信息市场化交易机制等，加强对具有数字垄断能力市场主体的监管，提高数字和信息的透明度。

记者：国际上分布式可再生能源发电有何成功案例可供借鉴?

尹明：德国多年以来一直是应对气候变化和能源绿色转型的积极倡导者和实践者。2022年德国可再生能源发电占比48.3%。德国可再生能源装机以分布式能源为主。主要经验包括：

法规先行并适时调整。自2000年正式颁布以来，德国的《可再生能源法》进行了多轮修订，从以固定上网电价为主的激励政策到提高对光伏发电补贴，从鼓励自发自用到鼓励新能源发电进入市场，从实施光伏发电招投标试点到全面引入可再生能源发电招投标制度等。这些政策调整突出了机制和措施创新，取得了预期效果。

规范并网运行管理。一是重视分布式电源接入电网的并网技术标准，包括接入系统原则、电能质量、功率控制与电压调节、短路电流、孤岛保护等。二是重视并网运行管理，对于向外部销售电力的分布式电源，德国法律规定此类分布式电源必须是可控的。三是重视功率预测。

重视灵活性资源作用。德国非常重视发挥用户侧、电源侧、配电网侧和输电网侧的各类灵活性资源的作用，重视采取市场机制发挥这些资源的价值。德国重视对“用户侧光伏+储能”装置的金融支持。2013年，德国联邦政府设立光伏储能补贴支持计划，可为用户储能设备提供投资额30%的补贴，但要求光伏运营商须将其60%的发电量送入电网，同时储能系统必须有7年质保。2016年开始，德国复兴信贷银行通过提供低息贷款和现金补助的方式支持用户侧光伏配储能，鼓励用户最大限度自发自用。

采用适合的平衡机制。为更好消纳分布式可再生能源发电，德国实施了电网平衡基团机制。每个平衡基团是一个电力供需平衡责任方，首先要争取各自内部实现供需平衡。当无法实现平衡基团内部平衡时，平衡基团可以向同一个输电网控制区内其他平衡集群购买平衡服务，或可以借助于跨输电网控制区实现平衡，甚至到欧洲大电网购买平衡服务。在此过程中，平衡基团和输电商的合作是电力供需平衡的关键。目前德国共有2700多个平衡基团，在电力市场和电网运行中发挥着重要作用。

发挥电网区域互联的作用。德国可再生能源加快发展离不开邻国电网分担相关发展压力。德国与周边邻国电网通过30余条220—400千伏的跨国输电通道互联，还通过海底电缆与瑞典、挪威电网互联。这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有力支撑了德国电力系统运行，使德国在近些年成为欧洲国家中出口电能最多的国家之一。

德国规划多年连通北部北海风电富集区与南部负荷中心的“南北输电大通道”建设延缓，从一定程度上刺激具有本地化特点的DRG的发展。此外，德国积极推动点多面广的DRG聚合，通过采取虚拟电厂、需求侧响应、以电为中心的多能耦合等措施，提高分布式能源对电力系统运行的支撑功能。