集中式光伏，单体装机容量大、占地面积大、布局紧凑；分布式光伏，装机容量小、占地面积小、布局分散。一直以来，集中式光伏是我国光伏发电装机规模增长的主要力量。然而，近年来，这一情况正在发生改变。日前，国家能源局在2023年四季度新闻发布会上透露，今年前三季度，全国分布式光伏新增装机6714万千瓦，占全部光伏新增装机的52%。
中国光伏行业协会副秘书长、新闻发言人刘译阳在第七届分布式能源嘉年华上指出，分布式光伏新增装机已经连续3年占比达到50%以上。上半年，全国分布式光伏发电项目EPC招标规模已超过3000万千瓦。
项目投资风险增加
“与分布式光伏新增装机对应的是，越来越多企业和资本进入分布式光伏投资领域。另外，风电、储能等分散式能源和综合能源的发展也为分布式光伏市场添了一把火。”刘译阳说，“分布式能源正逐渐成为一个具备万亿级潜力空间的新兴市场。不过，在调峰、消纳压力下，项目收益不确定性开始增长，原先的开发模式可能无法适应新形势。”
国家电投集团山东电力工程咨询院综合智慧能源事业部设计总负责人国新毅直言，分布式光伏从享受补贴向参与电力现货市场转变，增加了项目投资风险。“光伏特性决定其没有较好的调节能力，参与电力现货市场后，可能导致负电价。”
国家发改委能源研究所研究员时璟丽表示，户用光伏发电项目在某些省份并网消纳的形势非常严峻。一方面配电侧可接入容量有限，特别是农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线路、主变上送重过载问题。近一年来，冀鲁豫部分市县配电网台区与线路承载能力已达到饱和，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，暂停了380伏侧的并网申请，待扩容后再开放；另一方面，户用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发电量从380伏逐级升压甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，降低了经济性。
开发模式有待转变
华能新能源股份有限公司副总经理吕东颖表示，分布式能源是构建新型电力系统的必然产物，是推动新型电力系统建设的重要一极。我国能源发展方式正由集中式、粗放式向分布式、集约、高效、绿色转变。
如何破局？“我们需要转变从前的‘重发轻供不管用’的开发思维，主动创新求变，加强商业模式创新，提升抗风险能力。”国新毅说，“从电力现货市场价格趋势来看，电价呈现下降趋势。可以结合储能、制冷加热系统或就地消纳，增强分布式光伏调节能力。具备一定的调节能力，就具备一定的调整空间，对电价波动的承受能力也将提升。”
北京如实智慧电力科技有限公司研究院院长张仕元认为，当下，一些地区要求配置储能，倒逼投资方探索更多的方式提高项目收益。依托物联网设备、数字化先进技术，搜集分布式光伏发电项目和储能项目运行数据，基于高级算法精细参与电力现货市场，希望实现增值。
探索市场化新模式
时璟丽表示，2021年、2022年、2023年上半年分布式光伏年等效利用小时数分别为1029、1079、553小时，较“十三五”年均850小时呈现逐年显著增加态势，这是分布式光伏产品制造、开发建设水平、运行效率质量提升的综合体现。上半年，分布式光伏发电量超过1000亿千瓦时，在全部光伏发电量中占比38%，在电力负荷区就地就近供电方面发挥了越来越大的作用。
主管部门正不断完善政策，鼓励分布式光伏参与电力现货市场。日前，国家发改委、国家能源局联合发布的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提出，进一步扩大经营主体范围，加快放开各类电源参与电力现货市场。按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制。
中国电科院新能源研究中心太阳能发电实验与检测中心主任张军军认为：“明年分布式光伏发电项目的并网压力会越来越大，要求也会越来越高。虽然行业内部都有相应的解决方案，但有成本代价。这些成本由谁承担？用最经济的技术手段解决问题，是一段时间内行业要共同面对的问题。”
时璟丽认为，按照近期组件价格1.2元/瓦、不含储能的静态初始投资3.4元/瓦、年等效利用小时数1100小时简单测算，综合电价达到0.32元/千瓦时项目即可达到合理收益率。在有一定自发自用比例电量的情况下，企业自投项目分布式光伏经济性更好，采用合同能源管理商业模式可以实现开发企业、用电企业、建筑业主多方共赢。
