推进分布式可再生能源发电高质量发展

——访中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明

记者 王睿佳

在确保碳达峰碳中和目标如期实现，加快规划建设新型能源体系，构建新型电力系统的背景下，分布式可再生能源发电（即DRG）以其建设周期短、应用场景多、环境负效应低、技术成熟度高等优势，在我国能源绿色低碳转型大趋势下扮演着至关重要的角色。那么，我国规模化发展主要趋势如何？面临哪些困难？又应该如何破除发展瓶颈，积极推动其与新型电力系统协调发展？博众智合（Agora）能源转型论坛中国电力项目主任、中国可再生能源学会可再生能源发电并网专委会委员尹明就相关问题接受了中能传媒记者的采访。

中能传媒：当前我国分布式可再生能源发电规模化发展主要趋势如何？

尹明：一是在开发建设上，加强城镇、乡村光伏规模化发展。中国已经开始更加重视分布式光伏的规模化开发，主要措施包括开展整县屋顶光伏开发和开展千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动，并重点关注光伏与农业的复合发展。

二是在价格补贴上，减少补贴和市场扭曲。中国的工商业分布式光伏已进入平价时代；户用分布式光伏由于和乡村振兴计划紧密相关，可能还需要一段时期的补贴支持，但这个时间预计不会过长。

三是在新能源消纳方面，出台强制性消纳政策与增加丰富的用电场景保障新能源消纳。大力增加DRG应用场景，提高新增用电中的可再生能源发电比例，包括鼓励产业园区和企业利用自有场地建设DRG、鼓励在交通枢纽场站以及公路和铁路沿线合理布局“DRG+储能”设施、加强DRG赋能农业发展等。

四是在并网运行方面，合理配置储能、改善运行性能，促进DRG与电网友好互动。随着中国分布式光伏发电进入快速增长期，大规模分布式光伏并网运行，将对配电网的规划、运行、维护、调度产生重要影响，源网之间的矛盾逐渐凸显，电力系统运行需要充分考虑分布式光伏的影响。可以预见，将会有越来越多的地方对分布式光伏发电提出并网技术要求。

五是在市场交易方面，分布式发电规模化发展，对参与市场交易的需求越来越强。随着应用场景不断增加、装机规模不断增大，在分布式发电中，因各种原因产生的非自发自用的电量规模也大概率会增加。这部分电量如果能够通过市场化机制实现就近交易，将会进一步增加可再生能源消纳规模，实现更大减排价值。然而，分布式发电市场化交易会降低电网企业的销售电量，影响其营收和投资回收。如何破解利益冲突问题，是影响分布式发电市场化交易能否实质性开展的关键。

中能传媒：我国DRG发展面临哪些困难？如何破除发展瓶颈，积极推动其与新型电力系统协调发展？

尹明：我国DRG发展既面临共性的困难，不同类型的DRG也面临一些各自的特殊困难。其中，以发展最快、规模最大、发展前景最广阔的分布式光伏发电面临的困难最多，最具代表性。总体而言，此类项目面临着项目开发运营、项目经济性、调度与交易、融资、源网关系等多方面瓶颈。

破除困难需要坚持问题导向与创新思维、强化市场公平开放、理顺“源网荷储”各方关系、突出风险共担与利益共享。从政府监管、源网关系、调度交易、开发运营、项目融资和项目经济性方面提出推进DRG与新型电力系统协调发展的措施。具体如下：

在政府监管方面的主要措施：根据分布式光伏典型应用场景特点，结合新型电力系统发展趋势，制定分布式光伏相关规范，重点支持“自发自用，余量上网”模式；对分布式发电配储能的，在上网电价或（和）购电价上给予优惠；加强对整县屋顶分布式光伏项目业主选择中出现的市场准入、公平参与等问题的监管和纠正；加强标准体系建设，提高DRG相关设备质量，规范涉网参数管理。

在源网关系方面的主要措施：一是研究创新适应高比例可再生能源配电网规划、设计、运行方法，重点加强直流配电技术、柔性直流技术和新型储能技术等研究，提高配电网接纳分布式可再生能源的能力。二是加大对现有配电网升级改造力度，提高配电网智能化水平，提升存量资产利用率。三是加强配电网与用户侧涉网设备/终端接口标准、通信规约建设，增加对用户侧可调节负荷、需求侧资源的互动水平，提高配电系统的感知能力与运行韧性，确保系统物理安全和信息安全。四是加强“源网荷储”集成一体化模式探索与创新发展。五是针对DRG项目是民生类，还是商业类的不同，建立接入工程成本回收机制。民生类项目的，通过输配电价回收；商业类项目的，主要通过电源企业投资。六是制定备用容量定价机制，确保电网企业服务价值和服务质量。七是针对大电网为消纳分布式发电提供的调节服务，制定分布式发电企业与用户合理分担的成本回收机制。

在调度交易方面的主要措施：明确分布式发电商以及储能服务商、灵活性资源集成商等的市场主体地位；建立不同平衡区域的灵活调节资源库，建立不同范围平衡区域的灵活性协同机制，适应多样运行方式需要；探索建立适应分布式发电规模化发展的电力市场体系，完善分布式发电市场化交易；创新调度体制，确保省调度中心对中低压接入、容量达到一定规模的DRG项目实现“可观、可测、可控”，在分布式发电较多的地区开展平衡集群试点；提高信息通信安全稳定性和数据处理功能，提高数据信息的透明性，建立高效、顺畅、安全的“源网荷储”数据信息交互机制，发挥数据服务作用，利用数字化技术提高系统可靠性；尽快启动我国CCER交易市场，推动分布式发电绿证市场、绿电市场和碳市场协同发展。

在开发运营方面的主要措施：加强分布式发电技术和管理标准体系建设，规范涉网设备的技术检测与认证；加强分布式发电业务信用体系建设，涵盖从上游设备制造、设计、投资、施工、运营和维护、用户等全链条，加强信用评估，并与社会信用体系联动，减少信用风险；建立分布式发电企业与用电企业银行账号绑定关系，能够采用月度自动划拨的形式来收取电费，解决收取电费问题；制定屋顶分布式光伏项目产权确权办法，提高相关资产稳定性和融资能力；鼓励采取智能化、物联网技术，提高对点多面广的分布式发电项目的状态监测水平，支持采取专业化、本地化、平台化运维新模式。

在项目融资方面的主要措施：完善分布式发电资产评估体系，完善相关保险制度，将其纳入绿色金融支持范围，合理界定分布式发电绿色金融项目的信用评级标准和评估准入条件；拓宽分布式发电项目融资渠道，加大绿色债券、绿色信贷对分布式发电项目的支持力度；研究探索将分布式发电项目纳入基础设施不动产投资信托基金试点支持范围；支持将符合条件的分布式发电项目CCER纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵消。

在项目经济性方面的主要措施：明确户用分布式光伏补贴延续年限，减少政策不确定性；加强对分布式发电涉网设备（含通信）造价管理，确保投资更合理、更透明。