分布式光伏可以有效解決棄光問題
1.2017年棄光限電問題有所改善，西北五省仍然嚴(yán)重
2017上半年，我國光伏發(fā)電量518億千瓦時(shí)，棄光電量37億千瓦時(shí)，棄光率約為7.14%，同比下降4.5個(gè)百分點(diǎn)。總體來看，2017上半年我國棄光限電現(xiàn)象好轉(zhuǎn)。棄光比重出現(xiàn)明顯降低。
我國的棄光限電現(xiàn)象呈現(xiàn)明顯的區(qū)域化差異的特點(diǎn)。西北五省依然是棄光限電的重災(zāi)區(qū)，2017年上半年，西北五省光伏發(fā)電量186.34億千瓦時(shí)，占全網(wǎng)總發(fā)電量的5.61%；利用小時(shí)數(shù)620小時(shí)，棄光電量34.29億千瓦時(shí)，棄光率15.5%。西北及五省（區(qū)）棄光率依次為：陜西9.7%、甘肅24.1%、青海5.3%、寧夏5.6%、新疆26.5%。其中陜西和青海棄光率出現(xiàn)了回升，雖然被列為棄光重災(zāi)區(qū)的新疆（含兵團(tuán)）、甘肅地區(qū)，其棄光率分別同比下降6%和10%，但仍有達(dá)高達(dá)25%的棄光率，西北五省的棄光限電現(xiàn)象依然嚴(yán)峻，并未有實(shí)質(zhì)好轉(zhuǎn)。
從并網(wǎng)運(yùn)行角度來看，西北光伏發(fā)電受限原因主要包括：一是近年來光伏裝機(jī)高速增長(zhǎng)，遠(yuǎn)超電網(wǎng)接納能力；二是光伏集中并網(wǎng)，與送出通道建設(shè)進(jìn)度不匹配，通道受阻嚴(yán)重，2017年上半年西北新能源受阻電量中九成左右為通道制約；三是現(xiàn)階段網(wǎng)內(nèi)熱電機(jī)組比重大，缺乏火電（熱電）機(jī)組最小開機(jī)方式及調(diào)峰能力標(biāo)準(zhǔn)等因素導(dǎo)致新能源消納面臨調(diào)峰制約；四是目前的新能源日前預(yù)測(cè)及超短期預(yù)測(cè)精度不高，準(zhǔn)確率不足90%，不能有效指導(dǎo)日前方式安排和短期交易開展。
2.分布式有助于促進(jìn)消納
雖然我國上半年總體棄光現(xiàn)象有所改善，但與歐美發(fā)達(dá)國家，尤其德國1%的棄光率仍有較大差距。從國家相關(guān)部門制定的計(jì)劃來看，爭(zhēng)力爭(zhēng)2017-2018年，棄光矛盾得到有效緩解，到2020年，根本解決新能源消納問題，棄光率控制在5%以內(nèi)。
就目前而言，暫停安排光伏發(fā)電站建設(shè)，來抑制棄光限電現(xiàn)象，并不是長(zhǎng)久之計(jì)。“十三五”期間，我國特高壓建設(shè)將持續(xù)提速，貫穿整個(gè)五年計(jì)劃。根據(jù)國家電網(wǎng)預(yù)算，2020年之前特高壓投資預(yù)計(jì)將達(dá)7000億元，特高壓建設(shè)線路總計(jì)將超過30條，長(zhǎng)度將達(dá)8.9萬公里、變電（換流）容量達(dá)7.8億千伏安（千瓦）。特高壓提速顯然有助于緩解西北棄光現(xiàn)象，但是特高壓建設(shè)周期較長(zhǎng)，光伏發(fā)電具有波動(dòng)性，增加了大規(guī)模輸電的難度；此外長(zhǎng)距離輸電，無疑會(huì)導(dǎo)致線路損耗加大，對(duì)去光伏發(fā)電來說本身就是效益的消減。
分布式光伏能有效解決消納問題，因?yàn)榉植际焦夥娫刺幱谟脩魝?cè)，發(fā)電供給當(dāng)?shù)刎?fù)荷，視作負(fù)載，可以有效減少對(duì)電網(wǎng)供電的依賴，實(shí)現(xiàn)就近消納，同時(shí)還可以減少線路損耗。
分布式光伏發(fā)電收益優(yōu)于集中式光伏電站
1.分布式光伏發(fā)電三種收益模式
收益是考量集中式與分布式光伏發(fā)電必不可少的一項(xiàng)指標(biāo)。集中式光伏電站和分布光伏發(fā)電項(xiàng)目收益模不同，集中式電站全部按照發(fā)電上網(wǎng)經(jīng)營，分布式光伏則有三種模式：
（1）自發(fā)自用：發(fā)電量全部用于自身消納。這種模式一般應(yīng)用于用戶側(cè)用電負(fù)荷較大、且用電負(fù)荷持續(xù)、一年中很少有停產(chǎn)或半停產(chǎn)發(fā)生的情況下，或者是，就算放假期間，用戶的用電維持負(fù)荷大小也足以消納光伏電站發(fā)出的絕大部分電力。
?。?）自發(fā)自用+余電上網(wǎng)：發(fā)的電量首先用于自身消納，對(duì)于用不完的余電上網(wǎng)賣給國家。對(duì)于大多數(shù)看好分布式發(fā)電的用戶來說，選擇自發(fā)自用余電上網(wǎng)是最理想的模式，這樣即可以拿到自發(fā)自用較高電價(jià)，又可以在用不掉的情況下賣電給電網(wǎng)。
（3）全額上網(wǎng)：如同地面集中式電站全部按照發(fā)電上網(wǎng)經(jīng)營模式，直接上網(wǎng)賣電一直是光伏應(yīng)用的主流，因?yàn)槠湄?cái)務(wù)模型簡(jiǎn)單，并且相對(duì)可靠，而樂于被資本所親睞。
2.標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)持續(xù)下調(diào)，分布式收益優(yōu)勢(shì)凸顯
近幾年，國家逐步降低了對(duì)光伏發(fā)電的補(bǔ)貼力度。在2013年，一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為每千瓦時(shí)0.90元、0.95元、1.00元。2016年12月的《關(guān)于調(diào)整光伏發(fā)電陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)的通知》顯示，2017年1月1日之后，一類至三類資源區(qū)新建光伏電站的標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別調(diào)整為每千瓦時(shí)0.65元、0.75元、0.85元。最近國家發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于2018年光伏發(fā)電項(xiàng)目?jī)r(jià)格政策的通知》，自2018年1月1日之后，一類至三類地區(qū)的新建光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)分別為0.55、0.65、0.75元，分布式光伏自發(fā)自用補(bǔ)貼從0.42元下降0.37元，下降幅度0.05元，仍然具有明顯優(yōu)勢(shì)。
通過上表不難發(fā)現(xiàn)：分布式光伏發(fā)電若采用全額上網(wǎng)模式運(yùn)營，其收益等同于地面集中式光伏電站的收益。若采用自發(fā)自用、自發(fā)自用+余電上網(wǎng)模式，收益明顯高于地面集中光伏電站?？紤]到當(dāng)?shù)孛摿蛎弘妰r(jià)低于當(dāng)?shù)赜秒婋妰r(jià)，因此采用完全自發(fā)自用模式的收益最高，度電收益大于1.00元/Kwh。
當(dāng)然除了國家補(bǔ)貼外，為促進(jìn)分布式光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。各省市也積極響應(yīng)，全國多個(gè)地方也相繼出爐了分布式太陽能補(bǔ)貼政策，若加上地方補(bǔ)貼，分布式光伏相比于地面集中電站的收益優(yōu)勢(shì)將更加明顯。
3.分布式光伏發(fā)電收益率高，回本時(shí)間短
下面我們通過，具體案例，對(duì)上海地區(qū)裝機(jī)為容量為5kW居民用屋頂分布式光伏投資收益進(jìn)行下測(cè)算：（執(zhí)行2017年標(biāo)準(zhǔn)）
為了便于測(cè)算，首先做一些假設(shè)：
1、對(duì)于上海地區(qū)全年日照時(shí)間，假定平均每天3.8小時(shí)；
2、組件、逆變器等系統(tǒng)的損耗為20%，因此系統(tǒng)的實(shí)際的發(fā)電效率為80%；
3、參考國家、上海分布式補(bǔ)貼政策，國家補(bǔ)貼為0.42元/hWh，上海地方補(bǔ)貼0.4元/KWh；
4、分布式光伏系統(tǒng)的成本為7元/W；
5、當(dāng)?shù)氐拿摿蛎弘妰r(jià)格為0.39元/KWh，不考慮上海梯度電價(jià)，居民用電價(jià)格取0.5元/KWh。
6、若按自發(fā)自用+余電上網(wǎng)模式，這是一個(gè)四口之家，根據(jù)上海人均年度用電數(shù)據(jù)，年用電量：800*4=3200KWh
不難發(fā)現(xiàn)，對(duì)裝機(jī)容量為5kW居民用屋頂分布式光伏系統(tǒng)來說，五年即回本，此后就是投資凈收益，往往光伏系統(tǒng)的使用壽命達(dá)長(zhǎng)達(dá)20-25年，分布式光伏投資回報(bào)率還是很高的；若是商業(yè)用戶，其用電價(jià)格高于居民用電價(jià)格，甚至實(shí)現(xiàn)完全自發(fā)自用，其收益率將更高。
