研报丨分布式风、光发电问题不容忽视 行业发展应从“量”向“质”转变

3月5日，由华北电力大学国家大学科技园联合中国电力云平台、电力行业高端专家智库，共同开展了“分布式发电市场化交易”研讨科技行活动。与会专家普遍认为我国分布式能源发展存在多方面的问题，而分布式发电市场化交易试点也将面临诸多问题的挑战。

分散式风电亟需规范监管

业内人士认为，现阶段风电发展增幅出现波动，风电开发从大规模、集中式向分布式、细分化寻求机遇。在发展的十字路口，分散式风电被寄予厚望。分散式风电具有土地占用少、消纳好等优势，分布式市场化交易试点将为其带来新的发展机遇。

早在2011年，分散式风电的概念就已被提出，但政策支持下的示范试行并未取得理想的结果。“十二五”期间，国内出现了多个项目以分散式名义建设集中并网风电场的现象，而严格意义上的分散式风电规模却非常有限。

此外，国家能源局《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》中明确规定，鼓励分散式风电多点接入，严禁向110千伏（66千伏）及以上电压等级送电。而在18个分散式风电示范项目中，仅有2个项目完全按照国家有关部门要求的形式接网。国家发改委能源研究所研究员时璟丽透露，在近期并网的项目中，也存在向110千伏等级送电情况，且项目核准、并网程序与普通大电站相同。

目前，分散式风电始终没有大范围铺开，扰乱市场秩序的行为也没有得到有效遏制。如何打破这种局面，为分散式风电发展创造良好的市场环境，一方面需要企业自律，另一方面也需要有关部门加强监管。

分布式光伏需向高质量转变

由于分布式光伏特有的灵活性，相较于地面集中式电站，受土地等非光伏因素影响小，又存在补贴高且不受指标限制的优势，在光伏业技术不断进步，度电成本持续降低的大背景下，2017年分布式光伏也迎来了爆发期，分布式光伏全年新增装机1944万千瓦，占比高达37%，增速超350%。

国发能研院、绿能智库研究发现，虽然分布式光伏进入快速发展期，但发展过程中面临的重重困难却不容忽视，行业关注点应从装机量向高质量转变。从电站质量而言，高效组件几乎全部涌入建设规模庞大的领跑者市场，分布式市场特别是户用市场，产品质量参差不齐，部分经销商为求低价吸引居民，电站质量难以保障。

从融资角度而言，市场金融产品不健全，导致企业融资贷款难，而银行光伏贷业务又存在成本高、标准高、额度低、效率低等缺点。从后期运维而言，缺乏专业化的第三方服务机构，来提供运维环节的专业化服务，从而支撑分布式光伏健康、规范、高效发展。目前来看，这类机构的数量和专业化程度还难以满足需求。

交易试点即将面临考验

“过网费”在分布式发电市场化交易试点中既是亮点也是重点，其价格将会直接影响分布式发电交易的经济性。国发能研院、绿能智库研究发现，按照1901号文件，交易试点将会出现两类过网费计算模式，但不论是哪种模式，各地呈报的结果对交易试点的结算都将是一种考验。

第一类，按过网费核定前计算。根据1901号文件，“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价（含政策性交叉补贴）扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。根据调查，以该模式计算存在很多争议。有研究机构认为，当用户侧电压等级和输配侧电压等级一致时，过网费理论上为零；也有研究学者认为，南方部分地区以此方式计算，一般工商业的过网费将高达三毛钱，其原因大部分是因为交叉补贴。

值得注意的是，相差悬殊的过网费，将影响交易试点的推进程度和效果。对此，清华大学能源互联网+创新研究院政策发展研究室主任何继江认为，相关政府部门应该积极努力使交叉补贴更加透明化，并尽快退出政策体系。

第二类，按核定后计算。根据1901号文件，分布式发电项目总装机容量小于供电范围上年度平均用电负荷时，“过网费”执行本级电压等级内标准，超过时，执行上一级电压等级的过网费标准，以此类推。其价格由省级价格主管部门制定，报国家发改委备案。

文件明确，“过网费”应重点考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。如果电力买卖方仅有“一墙之隔”的距离，应该考虑让利，而非全盘缴纳综合考虑全省输电费用的输配电价。但是从试点文件的公布到报送工作截止，仅为短短的半年时间，仓促之下的定价对省级价格主管部门是一种考验，同样对负责核定的国家发改委相关部门人员也是一种考验。

尽管我国分布式能源发展还存在多方面的问题，但能源转型的需求不变，发展分布式能源是解决新时代能源领域主要矛盾的必然要求，而妥善处理发展中的细节问题才能让分布式电力大规模发展的大势提前到来。

来源：北京国发智慧能源技术研究院

来源：绿能智库