“最高峰时，电网几乎失去了调节的弹性。”河南一位光伏及售电行业从业者说。以分布式光伏为代表的用户侧资源与电力系统的互动正在加深，成为推动系统变革的“鲶鱼”。
根据国家能源局发布的数据，2023年上半年全国新增光伏并网容量7842.3万千瓦，其中分布式光伏4096.3万千瓦，占新增总容量的52.2%。户用光伏新增并网容量2152.2万千瓦，占分布式光伏新增总容量的52.5%。河南分布式光伏新增并网容量744.3万千瓦，领跑全国。
自2015年新一轮电力体制改革启动以来，用户侧资源是否被激活一直被视为改革进程的重要风向标。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（以下简称“中发9号文”）提出，要“开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制”，积极发展分布式电源，完善并网运行服务，全面放开用户侧分布式电源市场。
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八年过去，随着光伏组件等新能源材料成本下降，以及部分地区集中式光伏受土地资源制约发展受限，分布式光伏迎来爆发期，这在物理和经济层面都给电力系统带来了全新的挑战。
既要消纳，又要安全，还要公平，前述从业者说，“矛盾已经到了不得不解决的时候”。
如何破解分布式资源本身及其在配网侧的“无序性”发展，是目前电力系统面临的重要课题。多位业内人士认为，在实现“双碳”目标和建设新型电力系统的要求下，“叫停”分布式发展是不合时宜的，应该以引导其可持续发展为目标调整政策。
一位长期研究电力需求侧的业内人士分析，目前我国用户侧的价格改革进程相对滞后于新业态的发展，应考虑由于分布式资源接入导致的配网投资运营成本变化，厘清各类主体的责任，采用更加灵活、合理的价格机制，让系统成本以更加“短平快”的方式传导到终端。
而在用户侧资源真正“入市”之前，上海电力大学教授谢敬东认为，市场风险防范体系建设必不可少。
一年新增27万户
2023年，分布式光伏迎来了黄金发展期。
对比国家能源局发布的数据，2023年上半年全国分布式光伏新增并网容量4096.3万千瓦，是2022年全年新增并网容量5111.4万千瓦的80%[2]。其中，河南2023年上半年新增并网容量744.3万千瓦，几乎与2022年全年的774.5万千瓦持平，继续居全国第一，其中户用分布式光伏为633.9万千瓦，占比高达85.2%；截至2023年6月底，累计并网容量达2448.5万千瓦，全国排名第二，仅次于山东的3571.6万千瓦。
光伏组件价格下降是助推分布式光伏装机容量快速增长的重要原因。南方电网综合能源股份有限公司新能源事业部总经理助理郑海兴透露，2023年一季度，光伏组件平均成本从1.8元/瓦下降到1.3元/瓦，下降幅度近三成。
2021年国家发展改革委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）以来，工商业用户从批发市场买电执行交易电价，交易电价较燃煤基准价上浮幅度普遍接近或达到20%。相比之下，不从电力市场购电而是安装分布式光伏，对电力用户而言可以节约一笔可观的电费成本。此外，无论是全额上网还是自发自用的余量上网，都执行燃煤发电基准价，这意味着分布式光伏的开发商和用户可以通过固定价格获得稳定的售电收益，这一价格机制也在一定程度上促进了分布式光伏的发展。
河南省产业发展研究会新能源专业委员会秘书长姚峰认为，光伏材料成本的下降，开发模式的创新，新市场主体的进入及政策加持，共同造就了河南省分布式光伏的快速发展。
近年来，分布式光伏项目在河南从起初的“按户开发”演进为“集中开发”，布局地点从屋顶延伸到农户宅基地的庭院，开发商也从传统能源企业扩展到家电巨头和地产企业。
公开信息显示，2022年，家电巨头创维集团实现营业收入534.91亿元，同比增长5.03%，归属母公司净利润8.27亿元，同比下降49.39%。虽然整体业绩不佳，但是以分布式光伏为主的新能源板块成为经营亮点，集团新能源业务收入录得人民币119.34亿元，较2021年增长191.0%。
三年时间，创维集团的光伏业务已覆盖全国十余个省份，2022年建成并网运营发电的户用光伏电站新增超14万户，累计建成并网运营户用光伏电站超过20万座。
“2022年，河南省新增屋顶光伏超过27万户。”姚峰透露，“新主体的进入让这个行业更‘卷’了。”
而消纳的问题早已露出端倪。
2023年4月，河南省发展改革委发布的《河南省新能源和可再生能源发展“十四五”规划》（以下简称《规划》）显示，截至2020年底，河南全省可再生能源发电装机达到3251万千瓦，占发电总装机的32%。
《规划》提到，随着可再生能源发电装机规模和占比不断提高，未来发展也将面临多重挑战。一是土地及资源环境约束增强。河南是农业大省，平原地区以耕地为主，且大多为基本农田，山区水土生态较为脆弱，多位于生态红线内，项目选址较难。二是市场消纳形势日益严峻。河南是重要的能源输入和电力受端省份，可再生能源发展依赖就地消纳，不具备外送市场消纳条件。自2020年首次出现弃风弃光现象以来，新能源消纳形势日趋严峻。
前述光伏及售电行业从业者介绍，虽然受土地资源制约影响，集中式光伏项目在河南发展缓慢，但可以灵活布局的分布式资源依然得到投资者的青睐。从《规划》来看，河南发展新能源的方向并没有动摇。
《规划》提出，到2025年，河南的可再生能源发电装机目标为5500万千瓦以上，占全省发电总装机的40%左右；可再生能源年发电量达到1000亿千瓦时左右。“十四五”期间，可再生能源发电量增量在河南全社会用电量增量中的占比超过50%。
2023年2月，河南省住房建设厅发布的《河南省城乡建设领域碳达峰行动方案》指出，推进整县屋顶光伏一体化试点建设，到2025年公共机构新建建筑可安装光伏屋顶面积力争实现光伏覆盖率达到50%，新建厂房屋顶光伏面积覆盖率力争达到50%。
“此前，电网在一定程度上还可以‘兜底’。”当地一位电力从业者告诉笔者，“但2023年以来，消纳压力增加。河南一个市最高峰时已经反送到500千伏电压等级了。”
2023年5月，河南省太阳能发电量为29.29亿千瓦时，同比增加32.12%，而风电发电量42.47亿千瓦时，同比减少3.20%。2023年前5个月，统调火电机组平均利用小时数为1130小时，同比减少432小时。
姚峰说，河南虽然是人口大省、农业大省，但农村也有“空心村”，年轻人外出务工，老年人和孩子留守，用电负荷较小，大量户用光伏并网导致消纳困难，只能送往更高电压等级，对电网安全稳定运行造成了压力。
一位电网从业者解释，目前电网安全稳定运行的计算模型还无法精确到分布式光伏，一旦达到220千伏及以上电压等级，意味着将增加不可预计的电力潮流，可能会影响电网的暂态稳定性。
来源：《河南能源发展报告（2023）：能源安全保障与绿色低碳发展》，社会科学文献出版社
“在负荷低迷、光伏大发最严重的时段，火电厂只能保持单机运行。”前述电力从业者说。
河南的风电消纳也不容乐观。全国新能源消纳监测预警中心发布的2023年5月全国新能源并网消纳情况显示，河南1—5月风电利用率为96.5%，低于新疆。据了解，河南省内个别风电项目5月的弃风率达到10%。
据了解，2023年“五一”期间，除了分布式光伏体量全国第一的山东外，河南也出现了其他电源为分布式“让路”的情况。不同于山东现货市场出现的“负电价”，河南的分布式光伏无须为系统调节成本付费。“省内集中式光伏640万千瓦装机几乎全停，火电深度调峰甚至启停调峰。”一位资深电力项目设计者透露。
前述光伏及售电行业从业者分析，工商业用电负荷的增长不如预期，将加剧分布式光伏就地消纳的压力。其所在售电公司代理的部分基础原材料生产型企业，2023年6月用电需求平均下降了30%。“在经济发展承压的情况下，各方矛盾将凸显。”
上述项目设计者分析，迎峰度夏期间，虽然负荷水平高，但如果出现极热无风的情况，晚高峰时段光伏出力下降至零，系统缺口将达到最大，火电必须起到顶峰的作用。而火电长期低出力调峰，将增加顶峰时机组的安全运行压力，更容易出现锅炉水冷壁爆管等安全生产问题。
消纳压力各不相同
分布式光伏的消纳问题引起了主管部门的关注。2023年6月1日，《国家能源局综合司关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》（国能综通新能〔2023〕74号），以下简称《通知》）发布。《通知》选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省，每个省选取5—10个试点县（市）开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作。
《通知》提到，随着分布式光伏等新能源装机规模持续提升，以及区域电源结构、负荷特性、网架结构、调控方式等不断变化，部分地区出现调节能力不足、反送功率受限、电压偏差过大等制约分布式光伏接入的问题。
按照《通知》的安排，试点地区电网企业应组织开展接网承载力及提升措施研究分析，按照低压配电网承载能力划分接网预警等级，预警等级通过各省发展改革委（能源局）官方网络渠道向社会发布。
在《通知》印发的几乎同时，河南发布了《关于促进分布式光伏发电行业健康可持续发展的通知（征求意见稿）》，提出明确分布式光伏开发红、黄、绿区域，定期向社会公开。绿色区域优先支持，黄色、红色区域落实消纳条件后再行开发建设。这份文件还提出，持续提升承载能力，坚持就地就近消纳，减轻公共电网运行压力。
据笔者了解，在试点省份中，除河南外，山东也有较大的分布式光伏消纳压力，浙江、广东压力相对小。
截至2023年6月底，山东光伏累计并网容量达到4945.8万千瓦，其中分布式光伏为3571.6万千瓦，占比达到72.2%。山东累计光伏装机和分布式光伏装机均为全国第一。
山东是全国首批电力现货试点之一，其光伏消纳问题在现货市场上直接表现为“负电价”。2023年“五一”假期，山东省内负荷下降，光伏大发，批发市场出现“负电价”，引发全国关注。
目前，山东分布式光伏还没有参与电力现货市场，但由于规模庞大，对现货市场已产生明显影响。根据笔者此前报道，即使是平日，山东居民和农业用电已消纳不了这么多的分布式光伏发电量，部分电量需要通过政府授权合约卖给市场化用户。有知情人士透露，虽然山东的电网结构坚强，但是配电变压器晴天反送电网已接近配网可承受的极限。
实际上，早在2022年和2023年春节，按照“先非户用、后户用”的原则，山东省的分布式光伏已经以停运的形式参与了调峰。当前，分布式光伏参与调峰的范围还在不断扩大。
2023年6月，山东德州印发了《关于进一步做好分布式光伏并网运行工作的通知》，提出了分布式光伏签订并网调度协议、承担调峰消纳责任、配置储能设施等一系列要求。
德州市发展改革委副主任许庆祥在6月举行的新闻发布会上表示，近年来，德州市新能源发展势头迅猛，发电装机与发电量逐年倍增，电力负荷增长和电网承载能力有限，客观存在超出电力系统消纳能力、分布式电力向220千伏电压等级反送电（不满足国家导则要求）的风险。
山东省枣庄市也开始要求分布式光伏参与调峰。据《国家电网报》消息，2023年1月1日以来，枣庄市并网的分布式光伏在签订的发用电合同中被明确要求参与调峰。2023年6月枣庄市能源局印发通知，对2023年前已经并网的分布式光伏发电项目，要通过补充协议明确其调峰责任。
来自长三角和珠三角的分布式光伏投资者暂未感受到消纳压力。
浙江分布式光伏累计装机全国排名第二。在浙江从事售电业务的潮流能源科技有限公司负责人介绍，浙江地面集中式光伏电站较少，大部分是分布式光伏电站。但和山东、河南这些北方省份相比，由于土地比较稀缺、厂房面积较小，可安装的分布式光伏容量也不大，同时企业用电量又比较大，因此浙江分布式光伏大部分电量自发自用，余电上网部分较少，电网没有特别大的消纳压力。
浙江大部分分布式光伏项目采用自发自用、余电上网的形式，全额上网的项目相对较少。上述负责人介绍，这是因为2018年的光伏“531”新政降低了补贴水平，当时光伏组件价格较高，补贴退坡的情况下无法满足开发商的投资回报率要求，因此全额上网的项目减少。不过，2023年光伏组件价格下降，同时收益预期提高，全额上网的项目又开始多了起来。
浙江还在全国率先尝试了分布式参与绿电交易，允许分布式电源采用聚合形式参与绿电交易。据国家电网浙江省电力有限公司消息，自2022年2月以来，已有29家聚合商代理浙江省内近2000家分布式电源，达成绿电交易2.39亿千瓦时。
分布式光伏参与浙江绿电交易可以获得北京电力交易中心颁发的绿色电力消费凭证。不过，目前国家可再生能源信息管理中心负责核发的绿证范围还不包含分布式光伏，因此只有集中式光伏可以同时获得绿证和电力交易中心出具的绿色消费凭证。
对于广东的分布式光伏情况，郑海兴介绍，广东新能源装机占比小，负荷需求大，网架也比较坚强，分布式光伏消纳压力不大。广东居民屋顶条件不如河北、山东等北方省份，户用光伏项目较少，企业更倾向于投资珠三角地区的工商业分布式光伏。
“现在全国真正限制分布式光伏接入电网的地方还很少。”一位在全国多地投资分布式光伏的企业负责人告诉笔者。
多数从业者对消纳压力的感受还不明显，更直观的感受还是行业的飞速发展。“区域不是首要考虑的因素，投资项目主要看两点，第一是企业要保证电费能回收，第二是收益能够达到目标投资回报率。”
郑海兴介绍，目前光伏成本大幅下降，即使是重庆这样光照条件较差、过去投资价值不高的地方，现在投资光伏也具有一定的经济性。由于重庆工商业电价在全国相对较高，企业开始有动力通过投资分布式光伏来节约电费。
他感慨：“现在很多外部资金冲进来，甚至我们的客户自己都成立了新能源公司。”
体制机制新挑战
2023年7月4日，国家发展改革委、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，提出要提升农村电网分布式可再生能源承载能力，做好分布式可再生能源发电并网服务，确保农村分布式可再生能源发电“应并尽并”。
为了尽可能消纳分布式光伏，姚峰建议通过研究新模式来扩容，以便接入更多分布式能源。例如，将众多户用光伏统一汇流升压在10kV台区下并网，或者通过安装远程控制开关实现分布式光伏可观可测可控，便于电网调节。
一些地方的电网公司已经在行动。笔者此前报道，在广东，南方电网广东电网茂名供电局尝试将光伏发电直流汇聚后集中逆变并网及采取台区互济等多种方式减轻消纳压力。国家电网山东电力公司的研究团队开发了配电台区低压分布式光伏管控App，尝试对台区终端的低压分布式光伏实行动态管控。
传统上，配电网中只有用户。分布式光伏接入后，配电网系统中发电与用电并存，配电网的物理特性随之改变。而随着分布式光伏装机规模的增长，围绕消纳问题的讨论已经从技术层面延展到了电力系统体制机制的变革。
由于消纳压力增大，各地对分布式光伏的要求也在增多，分布式光伏全额消纳且不承担调节责任的局面正在打破。除了山东等地要求分布式光伏参与调峰以外，河南等多地还推出了分布式光伏配储的新政策。《河南省分布式光伏接入电网技术指导意见（暂行）》提出，提升分布式光伏接入电网能力的方式有多种，选择配置储能的，一般黄色区域不低于装机容量的15%、2小时，红色区域不低于装机容量的20%、2小时。
姚峰认为，电化学储能是目前辅助调峰最快最有效的解决方案。但对于配置储能的位置、商业模式等问题，“要有一套完整的解决方案，包括配储的安全性、必要性、经济性等，不然很难执行”。
不过他也表示，分布式光伏配储的一大问题在于，储能电池寿命通常为8—10年，而光伏电站寿命长达30年，后期必然涉及电池更换问题，如果只算初始投资，企业尚可承担，但若算上后续更换电池的成本，可能就算不过账来。
有对成本较为敏感的投资者表达了反对意见：“如果真的要强制配储，我们就不投了。”还有一些从业者对储能实际能发挥多大作用持观望态度。
姚峰指出，分布式光伏配储要因地制宜，根据不同台区的电网运行情况而定，不应“一刀切”，有消纳条件和负荷响应能力的要慎重配储，否则会造成资源浪费。
分布式光伏是否应该承担调节责任？应该承担哪些具体责任？前述长期关注电力用户侧业态的专家表示，对自发自用、余电上网的分布式光伏项目，更多时候被看作电力用户，但当它的体量逐渐变大，电力系统实际为这些用户提供了备用，以保障用户的用电可靠性。这也意味着发电侧从这些用户获得的收入减少的同时，配电网层面的实际投资却在增加。在定价上，应该按照“谁受益谁承担”的原则进一步厘清责任。而对“擦边”集中连片开发的分布式光伏，实际上和集中式电站没有太大区别，理论上也应承担和集中式电站相同的责任。
谢敬东认为，要求分布式光伏承担一定的调节责任是合理的。但问题在于，目前辅助服务市场还是以发电侧“零和博弈”为主，辅助服务市场的激励机制无法适应新型电力系统的要求。同时，分布式光伏承担调节责任，也意味着终端用户会牵涉其中，用户的实际用电成本可能会因此产生变化，因此制定政策时需要十分谨慎。
谢敬东解释，用户侧进入市场，需要建好电力市场治理体系，主要解决四个问题：一是如何评估电能商品价格的合理性；二是用什么措施来保证市场在合理的价格区间运行；三是万一出现高风险的情况，有什么紧急对策；四是如果防范措施失效，当市场主体违规，有什么法规处置手段。“只有健全了风险防范机制，用户才能平稳入市。”
2023年7月20日，在光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上，国家能源局新能源和可再生能源司新能源处处长邢翼腾表示，随着分布式光伏装机规模快速增长，配电网承载力不足的矛盾突出，分布式光伏参与电力市场已经被提上议事日程。要深入研究新能源参与电力市场，积极做好包括分布式在内的光伏发电全面进入电力市场的各项准备。
对于分布式光伏如何参与电力市场，前述专家表示，大原则就是厘清责任，让市场价格信号能够通过更直接的方式传递到终端用户，让零售电价能够反映供需形势，“如果没有价格信号及时反映供需，分布式光伏可能走向野蛮发展”。
“但这个事情难就难在，它是用户侧。”前述专家表示，配网层面的峰谷差很难通过现有的电力市场来解决。如电力辅助服务市场，实际上是在批发市场层面对整个大系统的调节，而分布式光伏是在小的台区内造成了不平衡。现货市场的价格信号反映出的供需形势也主要停留在主网层面，并不反映台区层面。
随着配网中分布式电源的不断增加，分布式能源参与电力市场在国内外受到了更多重视。美国联邦能源管理委员会（FERC）在2020年通过了2222号法令，为包括分布式发电、储能及其他用户侧资源参与电力批发市场创造条件。各独立系统运营商（ISO）和区域输电运营商（RTO）需要在规定时限内提出各自的市场设计方案和改革推进计划，以满足法令要求。交易规则制定、软件开发、通信条件等都是需要考虑的议题。
如何建立与完善符合分布式光伏发展和电力系统需要的电力市场机制，在谢敬东看来是一项系统工程。他表示，在新型电力系统建设过程中，电力系统的发展业态变得多元复杂、电能相关商品从单一走向多样、传统能源及电网公司等的定位也在发生改变，这要求我们针对这些演变特征统筹考虑机制设计，而不是被动应对单个问题，“否则新问题还会不断出现”。
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