分布式光伏的新“三座大山”

前三季度，光伏新增装机52.6GW，其中分布式光伏35.3GW，占比高达67%。

分布式光伏迎来了梦寐以求的时代机遇，但与此同时也将面临前所未有的市场监管和调控。

1、电价风险

众所周知，分布式光伏收益与用户用电价格紧密相关，特别是工商业分布式光伏项目。近期，分布式光伏大省山东在此投下一枚“深水诈弹”。

11月16日，国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告，首次引入深谷和尖峰系数及执行时段，其中除夏季外的11：00~14:00被划分为深谷段，而这正是光伏发电的出力高峰。

据测算，随着深谷时段及系数政策的执行，山东工商业深谷最低电价或降至0.1元/度左右，工商业分布式光伏收益大打折扣。

为此，消息一经面世，有多位投资商和开发商直呼“工商业没法做了”。

“从短期来看，单个项目肯定受影响。”山东省太阳能行业协会常务副会长张晓斌表示，“即使加装储能，工商业分布式光伏20%以上的高收益也难以为继。”

截至今年10底，山东光伏累计装机超过40GW，其中分布式光伏超29GW，随着短期内新能源大量并网，电网调峰压力与日俱增。而市场广为关注的储能，张晓斌认为，从实际情况来看，无论是从技术条件、市场应用，亦或产能，当下储能还难以“扛起重任”。

另一分布式光伏投资商也直言，目前分布式光伏配储不仅对场地安装等安规安监严格，而且面临着手续流程复杂超乎想象、商业模型算不过账、技术方案论证难等诸多瓶颈，“甚至某地今年暂停了光储项目”。

事实上，山东也并非首个实施电价变革的省份，河北南网11月最新电价文件显示，1kV以内代售电价，12:00~15:00执行谷段电价，这正是光伏出力高峰。

张晓斌提醒，今年以来的诸多政策信号显示，未来可观、可测、可调、可控以及“谁投资、谁受益、谁承担”将是未来分布式光伏投资商需要直面的大势，“不仅仅是河北、山东，年底前或将有更多省份出台电价政策引导分布式光伏更加合理健康发展。”

2、电网成本

电网压力还更直接地显现在电网接入上。

9月27日，河北发改委下发《关于加强屋顶分布式光伏发电管理有关事项的通知》指出，屋顶分布式光伏装机增长迅猛，但部分地区存在标准规范执行不严、配电变压器超容量接入等问题，给供电安全和电能质量带来一定影响。为进一步促进屋顶分布式光伏科学有序安全发展，严禁超容量接入，各级电网主变(配变)所接入的光伏容量(含已备案在建或待建容量)不应超过设备额定容量的80%。与此同时，定期公开电网可接入容量，县域电网可接入屋顶分布式光伏容量原则上按照不向220千伏及以上电网返送功率为依据进行测算。

据此，电网相关部门测算，河北南网有大量县已无分布式光伏接入空间。截至9月底，河北光伏累积装机36.7GW，占当地电力总装机的比例高达33.4%。

为适配电网，分布式光伏额外的电网成本日渐密集。

继集中式电站后，分布式光伏配储政策频发，山东、河北、江苏、安徽、浙江等多地出台或鼓励或强制分布式光伏配置储能。

配储之外，今年7月，分布式光伏大省河南率先将省内10(6)千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏(不含扶贫项目)纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。

与此同时，山东这一分布式光伏标杆大省再次先行。今年6月初，山东能源监管办、省发展改革委、省能源局组织起草的《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》(征求意见稿)要求，推动分布式新能源参与电力市场，逐步将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊。然而，在正式出台的文件中，这一要求被删除。

不过，值得重视的是，10月20日，山东省能源局再次印发《关于征求2023年全省电力市场交易有关工作意见的通知》，明确指出按照“谁受益、谁承担”的原则，有序推动分布式新能源参与市场费用分摊，支持新能源与配建储能联合体参与电力市场。

据业内人士介绍，当前山东新能源电站的市场偏差分摊费用约0.02-0.03元/度，且呈上升趋势。在新的政策下，投资企业在做收益测算时，可在0.01-0.03元/度这个范围内以保守的收益去做投资模型。

3、系统安全

接入、收益，分布式光伏的另一重要“生命线”则是系统安全。

不同于集中式光伏电站，分布式光伏靠近用户侧，且随着技术进步，光伏产品功率等级和电流电压不断提高，光伏系统从最初的600V提高至1000V又逐渐向1500V升级，更高的电压也意味着火灾风险提升。一旦发生火灾，不仅造成电站损失，更重要的是殃及用户安全，对消防救援也会造成阻碍。

对此，美国国家电气规范要求：以距离到光伏矩阵305mm为界限，界限范围外，在触发设备启动后30S内，电压降低到30V以下;界线范围内，要求具有“光伏危险控制系统”，或在触发设备启动后30S内，将电压降低到80V以下。

加拿大电气安装法规要求：当光伏系统直流侧电压大于80V时需安装电弧故障中断设备或者其它等同设备。当光伏系统安装在建筑内或者建筑上，应安装快速关断装置。

此外，德国、澳大利亚、泰国均对分布式光伏系统安全做了相关强制规定。

国内政策，2021年11月26日，国家能源局发布了关于公开征求对《关于加强分布式光伏发电安全工作的通知(征求意见稿)》，其中在“项目设计管理”明确要求，安装电弧故障断路器或采用具有相应功能的组件，实现电弧智能检测和快速切断功能;光伏组件应具有安全关断保护功能，保证逆变器关机，交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。

11月9日，广东东莞发改局正式公开《东莞市发展和改革局分布式光伏发电项目建设管理办法》，相比2021年的征求意见稿出现明显变化，要求光伏项目必须具备组件级快速关断及管理能力，确保人员及财产安全。

短短一周后，11月17日，浙江省海宁市发改局印发《海宁市分布式光伏发电项目建设管理办法》(征求意见稿)，同样列出光伏项目必须具备组件级快速关断及管理能力。

据业内人士介绍，实现组件级快速关断功能的途径包括采用功率优化器、微型逆变器、关断器等。随着更多城市加入，分布式光伏系统安全配置也将更加严格。

截至2022年9月底，国内分布式光伏累积装机达142.4GW，占光伏总装机的40%，即将扛起“半壁江山”同时，监管要求也将愈加严格，市场变动仍旧汹涌前进。