精准施策 规范管理 促进分布式光伏发电高质量发展
——《分布式光伏发电开发建设管理办法》解读
云南电网公司曲靖供电局 邱韬
北京节能环保中心 郁灿
近日，国家能源局印发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），迭代升级《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号，以下简称《暂行办法》）。与《暂行办法》相比，《管理办法》更加契合分布式光伏发电行业发展现状，同时对发展过程中逐步出现的一些矛盾问题进行了规范或明确，促进分布式光伏发电高质量发展的政策导向十分鲜明，对未来一段时期内分布式光伏发电行业的发展具有重要的指导意义。本文选取了几个重点、难点和热点问题，作进一步分析和解读。
一、基于发展现状细化分布式光伏发电分类，进一步明确各类分布式光伏的消纳模式，擦亮高质量发展底色
《管理办法》结合分布式光伏发电的发展现状，从建设场所、并网电压等级、容量规模、投资主体4个维度将分布式光伏发电分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业和大型工商业4种类型，并新增全部自发自用消纳模式，形成全额上网、自发自用余电上网、全部自发自用3种消纳模式。
（一）建设场所的范围更加清晰
《暂行办法》中，分布式光伏发电的定义是：在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。经过多年发展，分布式光伏发电的建设场所被逐步扩展至“废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊，以及院落空地、田间地头、设施农业、集体闲置土地等”，导致部分项目逐渐脱离了“用户侧自发自用为主、多余电量上网”的就地消纳本质特征。《管理办法》回归初心，将分布式光伏发电的建设场所明确为建筑物及其附属场所，并指出建筑物及其附属场所应当位于同一用地红线范围内，强调建设场所必须合法合规、手续齐全、产权清晰，进一步提升了管理的规范性。
（二）并网电压等级的概念更加明确
根据《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319-2024），光伏发电系统的并网点指光伏发电系统与电网的连接点，而该电网可能是公共电网，也可能是用户电网。既往管理政策虽然已经明确了接入电网的电压等级，但该电压等级是按照接入公共电网还是用户电网衡量，有关方面一直存在不同理解。《管理办法》进一步明确分布式光伏并网电压等级按照“与公共电网连接点”的电压等级确定，而不以接入用户电网电压等级确定，全面规范了并网电压等级的概念。
（三）容量规模的限额更加准确
《管理办法》印发以前，工商业分布式光伏一直沿用“就地开发、就近利用且单点并网装机容量小于6兆瓦的户用光伏以外的各类分布式光伏发电项目”概念，其中“单点并网装机容量小于6兆瓦”的描述间接导致了部分投资主体将原本应属于集中式电站的项目分步开发，引发社会有关方面关于分布式光伏“化整为零”“违规拆分项目”等舆论。《管理办法》在规范了分布式光伏并网电压等级的概念后，进一步明确分布式光伏的总装机容量限额，即按照“与公共电网连接点”以下的总容量控制，并指出分布式光伏发电项目的容量为交流侧容量（即逆变器额定输出功率之和），容量规模的限额更加准确。另外，《管理办法》充分考虑到电力大用户配套建设分布式光伏的现状和潜在需求，将与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的光伏发电项目归为大型工商业分布式光伏，在规范管理的同时体现了积极支持的政策导向。
（四）投资主体作为分类要素之一，更加契合行业发展现状
分布式光伏发展早期，主要由自然人自主开发建设，由于自然人经济实力有限，分布式光伏市场发展缓慢。近年来，部分企业创新商业模式，逐步探索形成了“用户出屋顶、开发商出资”的企业和自然人或者企业和企业合作的商业开发模式，促进分布式光伏市场规模快速扩大。目前户用分布式光伏开发市场中，合作开发模式占比超过80%，但合作开发模式仍以自然人名义备案，造成开发建设、后期运行维护等环节的权责不对等问题，管理规范性有待提升。《管理办法》按照行业发展现状，以投资主体的不同将原户用分布式光伏发电细分为自然人户用与非自然人户用，解决了合作开发模式下备案主体与投资主体不一致的问题，进一步压实投资企业的责任。
（五）不同类型分布式光伏发电对应不同消纳模式，进一步强调就地开发、就近消纳和利用
按照《户用光伏建设运行百问百答（2022版）》，自发自用余电上网是分布式光伏发电的一种消纳模式，对于这种模式，光伏并网点设在用户电表的负载侧，反送电量单独计量，并以规定的上网电价进行结算；全额上网也是分布式光伏发电的一种消纳模式，对于这种模式，光伏并网点设在用户电表的电网侧，光伏系统所发电量全部流入公共电网，并以规定的上网电价进行结算。同理，对于《管理办法》中新增的全部自发自用模式，光伏并网点同样应设在用户电表的负载侧，且不应向公共电网反送电量。《管理办法》充分考虑到自然人户用、非自然人户用分布式光伏的开发建设现状和民生属性，为其保留了全额上网模式，也可以选择其他两种模式。《管理办法》规定一般工商业分布式光伏只可以选择全部自发自用或自发自用余电上网模式，且首次提出自发自用比例，但考虑到不同地区发展条件与基础的差异性，《管理办法》中要求各省级能源主管部门结合实际确定年自发自用电量占发电量的比例，并要求地方能源主管部门会同电网企业对工商业分布式光伏自发自用电量比例进行监测评估。大型工商业分布式光伏原则上应选择全部自发自用模式，考虑到在电力现货市场连续运行地区，电力市场的价格信号能够引导大型工商业分布式光伏发电项目尽可能实现高比例自用，并在电力供应紧张时段余电上网发挥保供作用，因此《管理办法》允许电力现货市场连续运行地区的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现货市场。
二、注重提升分布式光伏接入电网承载力，持续增加分布式光伏发展空间
分布式光伏市场化程度高、民营企业比例高、参与主体多、社会资本活跃，导致建设区域、规模及时序难以预测，加大了源网荷储统筹规划难度。传统电网规划根据用电负荷需求并考虑一定裕度开展，分布式光伏一般分布于广大农村地区，户均配变容量约为2.3千伏安，而分布式光伏户均装机容量20千瓦以上，达户均配变容量的10倍，分布式光伏发电就地消纳能力有限，所发电力逐级上送，导致电力设备反向重过载，甚至向输电网反送电。
据不完全统计，全国超过300个县按照电力行业标准《分布式电源接入电网承载力评估导则》被评估为“红区”，电网承载力及可开放容量不足，部分地区暂停分布式光伏发电项目接入或备案，引发社会普遍关注。国家能源局于2023年6月在全国范围内选取6个试点省份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。目前，承载力评估、可开放容量分配和发布有关工作机制仍在进一步健全完善的过程中，如何在保障输变电设备安全、满足系统调节能力等多重约束下，科学合理评估各级电网承载能力、分配可开放容量，仍是当前分布式光伏发电行业发展的重点和难点。
《管理办法》的修订坚持问题导向，对此提出原则性要求，一是省级能源主管部门应当指导地方能源主管部门综合考虑电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力、新能源利用率等，提出本地区分布式光伏发电建设规模，并根据实际情况动态调整，引导合理布局，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划。二是省级能源主管部门应当组织地方能源主管部门、电网企业及其调度机构等有关单位开展分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。三是分布式光伏发电项目投资主体要充分考虑电网承载力、消纳能力等因素，规范开发建设行为，保障分布式光伏健康有序发展。及时向电网企业提交并网申请，取得电网企业并网意见后方可开工建设，避免项目建成后无法并网发电，造成资产闲置或浪费。四是电网企业出具并网意见应当以分布式光伏发电接入电网承载力及提升措施评估结果为依据，当可开放容量不足时，电网企业应当告知项目投资主体并按照申请接入电网顺序做好登记，具备条件后及时办理相关手续。五是可开放容量不足时，省级能源主管部门及时汇总分析，并组织电网企业及有关方面开展系统性研究，综合制定解决方案，进一步提升接入电网承载力。以上条款环环相扣、形成闭环，充分强调了提升接入电网承载力的重要性。
三、明确“四可”要求，提升电力系统运行调节能力和接入电网承载力
分布式光伏具有典型的随机性和波动性，午间出力大、晚高峰期间出力基本为零。受此影响，电力系统调峰困难时段已明显转移至午间光伏大发时段。以国家电网为例，2023年分布式光伏最大出力已达1.21亿千瓦，占同时刻光伏总出力的43%、全网用电负荷的12%，全网调节资源每天都基本围绕分布式光伏引起的峰谷变化进行调节，造成电力系统运行调节困难。据了解，全`国多个省份已经陆续调整分时电价有关机制，将午间光伏大发时段电价调整为谷电价甚至深谷电价，目的就是进一步提升光伏大发时段的负荷消纳能力。随着分布式光伏发电渗透率逐步提升，电力系统的调节需求也同步增加，分布式光伏实现“四可”后，可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，显著增强电力系统的运行调节能力。
《管理办法》要求电网企业及其调度机构应当明确“四可”技术要求，建立相应的调度运行机制。各类分布式光伏发电项目应当在并网投产前与电网企业及其调度机构签订《并网调度协议》。要求新建的分布式光伏发电项目，以及存量具备条件的分布式光伏发电项目应当实现“四可”。且并网的分布式光伏发电仅应当按照调管关系接受相应平台的远程调控，禁止擅自设置或者预留任何外部控制接口，通过以上措施稳步推进“四可”能力建设，保障分布式光伏发电高效可靠利用和电力系统安全稳定运行。
四、聚焦权责对等、提质增效，加快完善支撑分布式光伏高质量发展的工作机制
2024年10月，国家能源局结合能源监管工作有关情况，发布《关于七起分布式光伏并网接入等典型问题的通报》，反映了电网企业办理并网时限超期、违规扩大红区限制项目接入、未承接接入系统工程建设职责增加投资主体建设成本，以及地方能源主管部门在备案过程中增加前置条件影响公平竞争等问题，具有典型性及代表性。
《管理办法》聚焦权责对等、提质增效，提出“各地要优化营商环境，规范市场秩序，不得设置违反市场公平竞争的相关条件”“各地不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛”等，并对备案工作、电网接入服务提出了细致的规范要求，进一步提升地方能源主管部门和电网企业的服务水平。同时，《管理办法》也从备案、建设、接入电网、运行等环节对项目投资主体提出若干规范要求，体现了大力支持发展和坚持高质量发展并重的工作思路。
五、其他几个热点解读
（一）关于合并备案
《管理办法》中提出“对于非自然人户用分布式光伏，允许合并备案并分别接入电网。合并备案需满足以下条件：投资主体相同、备案机关相同、单个项目的建设场所、规模及内容明确”。既解决了投资主体进行连片开发时通常以单个项目多次备案、开发建设效率不高的问题，又规避了部分地区已经出现的备案项目仅有总体容量，但单个项目建设地点和具体规模不确定，电网企业开展接入服务工作难度大的问题，实现了规范管理。
（二）关于投资主体利用非自有场所建设工商业分布式光伏发电
投资主体利用非自有场所建设工商业分布式光伏发电，并向场所内电力用户供电时，备案主体、消纳模式应如何选择，地方能源主管部门、电网企业往往有不同的理解。《管理办法》针对以上问题作出了详细规定，该情况下，分布式光伏发电项目投资主体应作为备案主体，可灵活选择自发自用余电上网或者全部自发自用模式。
（三）关于专线供电
《管理办法》中提出“涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于同一用地红线范围内”，同时针对大型工商业分布式光伏专门提出了专线供电的概念，即不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体。专线供电可以理解为一种特殊的消纳模式，当用电方与发电项目投资方为同一法人主体时，可实现跨越用地红线进行绿电直供。同时，《管理办法》中也明确当分布式光伏发电项目与用户开展专线供电时，发电、用电双方应当按照有关规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等，公平承担相应的责任和义务，体现了大电网的兜底保障作用。
来源：中国电力报