對于目前火熱的分布式光伏電站，你真的了解它的發展歷程嗎?本文就來給大家科普下分布式電站的發展歷程!

一、“金太陽”與“光電建筑一體化”推動分布式第一輪增長

我國的分布式電站的界定主要參考三個因素：并網電壓、消納情況以及裝機容量。綜合國家電網以及能源局對分布式電站的定義，分布式電站主要指所發電量在所在變電臺區消納，10KV以下電壓等級接入且并網規模不超過6MW，或者35KV(東北電網66KV)以下電壓等級接入，并網規模不超過20MW的光伏電站。

2007年之前，我國整個光伏行業處于初期示范階段，截至2006年底，全國累計裝機容量僅87MW，且近一半項目為政府性和政策支持性項目，商業化應用尚未正式啟動。

2007年開始，我國光伏行業逐漸進入產業化發展階段。為鼓勵有條件的單位和個人提高使用清潔能源的比重，推動分布式電站發展，“金太陽工程”與“光電建筑應用示范工程”于2008年啟動。“金太陽”和“光電建筑”項目針對屋頂分布式光伏電站以 及光電一體化建筑，按照光伏電站設備投資金額進行補貼。2009年-2012年，我國共組織四期“金太陽”以及“光電建筑”項目招標，規模合計達到6.6GW。“金太陽”和“光電建筑”項目極大推動了我國分布式電站的發展，也為后期光伏行業國內整體裝機提升做出充分的鋪墊。截至2012年底，我國光伏累計裝機達到4.2GW，其中分布式裝機達到2.3GW，占比超過50%。

“金太陽”以及“光電建筑”補貼屬于事前補貼，導致部分電站出現以次充好、虛報電站建設投資成本的情況，給光伏市場發展造成一定擾動。2011年，我國首次提出針對發電量制定標桿上網電價，劃定1.15元/kWh的全國統一標桿上網電價。標桿電價屬于典型“事后補貼”，引導電站投資商從僅僅關注電站初始建設成本轉換到關注電站整個運營期內度電成本。

二、政策傾斜，分布式啟動第二輪快速發展

相比地面集中電站，國家對于分布式光伏的發展有明顯的政策傾斜，體現在補貼政策、規模指標、發電消納等各個方面。

度電補貼以及地方補貼提升分布式電站收益。2011年，國家首次提出按照上網電價對光伏發電進行補貼;2014年開始，國家發改委針對三類不同光照資源區制定三檔上網電價，并針對自發自用分布式按照發電量提供0.42元/kWh度電補貼。考慮光伏行業成本下降以及新能源裝機規模快速增長帶來的補貼壓力，從2014年開始，國家多次下調集中式電站(包括“全額上網”分布式)上網電價，而分布式電站度電補貼(適用于“自發自用”模式)一直保持0.42元/kWh。

各省級、地方政府提供額外補貼，進一步促進分布式發展。為鼓勵分布式電站發展，各級地方政府，尤其中東部地區政府通過提供度電補貼、系統裝機補貼以及上網電價補貼等多種補貼鼓勵當地分布式發展。部分地方政府按照發電量在國家統一度電補貼和上網標桿電價基礎上提供0.1/kWh~0.4元/kWh的度電補貼或者額外上網電價補貼，或按照系統裝機規模提供設備補貼(最高補貼金額可達到4元/W)。

分布式裝機規模不受限，發展空間更廣闊。根據2017年7月發布的《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》，不限建設規模的分布式光伏發電項目、村級扶貧電站以及跨省跨區輸電通道配套建設的光伏電站均不受指標限制。相比集中式電站(2017-2020年建設總規模86GW)，分布式電站具備更大增長空間。

保障消納基礎上逐步推進市場化交易。2016年發布的《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》將可再生能源發電電量分為保障性收購電量和市場交易電量，其中明確規定，分布式光伏項目暫時不參與市場競爭，上網電量由電網公司全額收購。在保障消納的同時，政府積極嘗試推動分布式進入市場化交易。2017年11月，《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》、《解決棄水棄風棄光問題實施方案》先后發布，提出結合增量配網試點和新能源微網建設，開展分布式電力市場化交易試點，促進分布式能源在同一配電網內通過市場化交易實現消納。我們認為，政府在保障分布式發電電力收購的基礎上，逐步推進分布式電力市場化交易試點，有利于進一步促進分布式發電電力消納，保障分布式電站收益水平。

三、負荷集中、就近消納，裝機區域向中東部區域轉移

西部輸出通道建設滯后、棄光現象嚴重，光伏裝機逐漸向中東部負荷集中地區轉移。2011年的上網標桿電價為全國統一上網電價，導致初期電站投資者更偏好在西部光照資源豐富的地區投資建設集中式地面電站。由于西部地區所發電量在本地消納有限而遠距離大規模輸電能力建設不足，我國西部地區棄光現象嚴重。截至今年上半年，新疆、甘肅地區棄光率依然高達26.5%、24.1%。

土地資源有限，中東部地區更適合建設分布式光伏電站。中東部地區經濟活動發達，工商業用電需求旺盛，是我國主要的負荷集中區。分布式電站由于單個裝機規模小(KW~MW級別)、占地面積小(KW級分布式占地面積不超過1萬平方米)，更適合土地資源相對緊缺的中東部地區。

2017年上半年，我國分布式光伏新增裝機達到7.1GW，超過去年全年裝機(4.3GW)將近65%，其中山東、安徽、浙江三省分布式新增裝機3.9GW，占全國分布式電站新增裝機比重超過50%。

　　四、分布式電站經濟性顯著，補貼退坡有望推動“自發自用”模式搶裝

分布式電站系統成本較集中式更低。集中式電站由于裝機規模大，需要建設配套升壓站以及高壓輸送電纜(一個30MW電站對應升壓站以及配套電纜等設備投資規模接近1000萬)，電站單瓦系統成本較高。目前分布式電站系統平均成本在6~6.5元/W，集中式電站系統成本在6.5~7元/W。

分布式電站按照補貼模式可以分為“自發自用、余電上網”和“全額上網”模式，已選擇“自發自用、余電上網”模式的分布式電站可以變更為“全額上網”模式。“自發自用、余電上網”模式下，用戶按照全部發電量獲得0.42元/kWh國家補貼，自用電量以外的上網電量按照當地脫硫火電上網電價出售給電網;“全額上網”模式下，光伏發電執行全國統一標桿上網電價。

我們按照分布式電站6.5元/W系統成本、集中式電站成本7元/W系統成本，分別測算一個位于江蘇5MW裝機的工商業分布式電站與一個位于新疆50MW裝機的集中式電站收益率。對于工商業分布式電站，我們分別考慮“自發自用、余電上網”模式以及“全額上網模式”，測算結果顯示工商業分布式電站收益率高于集中式電站收益率水平。

按照建筑類型劃分，分布式可以分為工商業屋頂分布式和住宅類的戶用分布式。由于工商業電力用戶電價高，單個工商業屋頂對應電站裝機規模大，工商業屋頂分布式早于屋頂分布式進入規模化發展的階段。根據BNEF統計，截至2016年底，我國工商業屋頂分布式裝機規模已達到6.4GW，占分布式裝機規模比重超過60%。

我們對目前商業樓宇的潛在裝機規模做預測，僅考慮辦公樓和商業用房建筑面積，分布式裝機空間已超過100GW。

三類地區補貼大幅下調推動上半年分布式搶裝。2016年，我國光伏三類地區標桿上網電價大幅下調，其中一類地區電價下調幅度最高，達到12.5%，三類地區電價下調幅度最低，在2%左右。一類地區電價大幅下調推動2016年上半年以集中式電站為主的一輪大規模搶裝，新增裝機規模超過22GW，其中集中式電站超過20GW。2017年，三類地區光伏標桿上網電價均出現下調，第三類地區上網標桿電價下調幅度超過13%，對按照標桿上網電價結算的全額上網分布式電站影響巨大，因此推動上半年分布式裝機大幅提升。2017年上半年，我國光伏新增裝機24GW，其中分布式裝機超過7GW，我們認為其中大部分由全額上網分布式貢獻。

“自發自用”度電補貼下調預期有望帶動明年新一波分布式電站搶裝。自2013年推出分布式度電補貼，對比持續下調的三類地區標桿上網電價，“自發自用”度電補貼一直維持0.42元/kWh。目前網傳政府將在系統成本不斷下降的大環境下適當下調補貼額度，倒逼電站開發商、設備制造商等市場參與者通過技術進步壓縮成本，我們認為度電補貼下調將推動明年“自發自用”分布式一輪搶裝。