户用光伏市场南移，粗放开发时代落幕

连续三年一路狂飙之后，分布式光伏的江湖版图正在发生改变。这在数据上已经显出端倪。

截至2023年9月底，全国分布式光伏累计装机达到2.25亿千瓦，占总装机量的43%。山东分布式累积装机量38.22GW，位居全国第一，其中户用光伏24.48GW，依旧是妥妥的“户用光伏第一大省”。

在分布式光伏新增装机中，河南以10.58GW依旧领先，江苏8.38GW、山东7.36GW、安徽6.62GW、浙江5.3GW，分别位列前五名。在前五名中，苏皖浙异军突起。

放眼全国，还有更多的南方省市如江西、湖南、湖北的户用光伏新增装机也在显著增加，整体显示出明显的“南移态势”。

这一市场趋势，一方面显示了全国分布式光伏未来还有很大空间，南方“新大陆”值得开拓。另一方面，也预示了分布式光伏粗放开发的时代结束，在电网容量限制等因素制约下，分布式光伏必须走上精细化开发之路。

户用光伏为何南移？

自2021年以来分布式光伏的加速发展，一个促进因素是“整县推进”政策的落地，即以县域行政区域为单位，将分散的分布式光伏集约化开发。

2021年6月，国家能源局发文启动了分布式光伏整县推进工作，随后确定了676个整县推进工作试点名单。据天风证券报告，按照每个县20万千瓦的开发规模计算，“整县推进”总规模预计超过1亿千瓦。

山东、河南、河北光照条件好，且人口基数大，用电需求支撑性强，便于就地消纳。良好的先天自然条件，这使得冀鲁豫三省一度成为了户用光伏发展的主力市场。

2021年，山东户用光伏装机全年新增763万千瓦，装机总容量达1593万千瓦（同比增长91.9%），年度装机增量和总规模均居全国第一。2022年上半年，河南、河北户用光伏开始加速发力，分别以232万千瓦、229万千瓦的规模盖过了山东的192万千瓦规模。

到了今年九月，分布式光伏座次再度发生巨变：山东户用光伏市场新增装机已经跌至第三，河北则更是跌出了前五，而江苏、安徽、浙江等南方大省“后来居上”，势头猛烈。

分布式光伏这“一路向南”，与并网难题凸显密切相关。

近一年来，在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载能力已达到饱和，户用光伏在380伏侧接入已无容量可用，380伏侧的并网申请被暂停，待扩容后再开放。

北方部分省份配电网容量有限，成为户用光伏市场南移的主要原因。这一局面的持续发酵，一度让市场产生了政策口径不一的错觉：上面要求“应并尽并”，下面却不得不严令“应停当停”。

除了配电网的因素之外，由于户用光伏大多采用“全额上网”模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发电量从380伏逐级升压、甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，这不仅对高电压等级电网的稳定性带来考验，还带来了利益分配的问题。

因此，户用光伏市场明显南移的另一大原因，是户用光伏开发收益的变化。

以山东为例，近几年，山东的户用光伏基本靠租赁模式发展，开发商租赁居民的屋顶，居民零投入，产生的电量全额卖给电网，开发商每年给居民一定的租金。

按成本收益来计算，安装居民分布式光伏设备的投资成本大约在10万元以上，而租赁农户屋顶，开发商每年需要支付1500~3000元的稳定租金。但是，发出来的电卖给电网，电价要比照当地煤电标杆上网电价，不能更高了。

对分布式光伏开发商而言，市场的加速发展致使部分区域已经进入竞争“红海”。某分布式光伏开发商对华夏能源网表示，其在2013年刚进入市场时，全国竞争者寥寥，现在仅山东一省就有上万家光伏企业了。也有北方某省的开发商曾公开反映，“户用光伏市场竞争已趋于白热化，赚钱越来越难了”。

激烈竞争下，山东等北方市场变成了典型的“红海”，相关问题开始集中暴露。对于上一阶段的野蛮生长而言，老路已经走到了头。为获得更有保障的市场或者追逐更高的收益，分布式光伏的市场逐步向“新大陆”转移，也成为必然。

配电网扩容挑战

当然，户用光伏从高渗透率省份向南迁移，换个“新大陆”去开发，并不能彻底解决配电网容量有限等“瓶颈”问题。南方省份，同样会面临如冀鲁豫一样的配电网容量不足难题。

其实，配电网容量不足也并不是始于今年，这一“带不动，卡脖子”的问题早在去年就已露头。

2022年7月，国网河北公司隆尧县供电分公司职工刘伟朋等人就曾撰文称，隆尧作为“整县推进”试点之一，该县供电局每周受理新增光伏用户200户左右，户均申请容量30千瓦，分布式光伏出现井喷式安装。

隆尧县是农业大县，28%为农业负荷，在非灌溉期负荷较小，基础农网配电设备容量与接入光伏发电容量差值过大，部分光伏发电无法就地消纳，配电变压器出现反向重过载，增加烧毁风险。

而早在2022年9月，全国新能源消纳监测预警中心就评估称，国内部分省市分布式光伏开发消纳承压。大规模发展分布式光伏，将增加部分地区的系统调峰压力，引起输配电网与分布式光伏在建设布局、规模、时序上不协调的问题，同时会对电力系统的安全稳定运行带来较大挑战。

要解决配电网“卡脖子”问题，需要对已经捉襟见肘的配电网进行扩容、改造和升级。

此前，为了应对分布式新能源大规模快速并网，发改委、能源局已经明确提出要大力推进智能配电网、有源配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽最近也撰文建议，“要推动解决电网承载力问题，电网公司应根据户用光伏接入有源配电网需要，加大配电网改造工作，提高户用光伏在低压侧的接入能力，如我国北方省份户均配电容量大多在3千瓦左右，而对比来看，德国等发达国家，或者国内浙江等省份的这一数据在6~8千瓦。”

按照建议中的数据水平，现有北方省份的配电网通过改造和扩容，可以有一倍左右的增长空间。这一增长空间，就可以解决新一波户用光伏大发展的大部分压力。

当然，配电网也无法做到无限扩容。据了解，我国农村地区户用光伏单个系统容量大多在20~30千瓦，即使户均配电网容量扩容一倍，再考虑80%的容量上限，也仅能满足16~24%的户用光伏接网需求。户用光伏还需寻找新的接网模式，比如山东省正在试验的集中汇流。

配电网之外，推动“微电网”建设是另一个更加科学的思路。

微电网的意思是，农户屋顶装了光伏，自发自用不上网，电动汽车充电，家用电器用电，再有一个小型的储能电池装置，自建一个微电网小循环、独立运行。这样一个微单元系统就能够实现“零碳”。比如，在华北地区，8平方米屋顶就可以安装10千瓦的户用光伏，一年13000度电，自发自用已经足够。

何时有望“隔墙售电”？

户用光伏主要有“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式。当一些地区扎堆上马分布式光伏，集中上网的话在短时间内电网容量和安全难以承载；且反向送电给大电网，还存在对大电网存量利益的切割，因此电网企业对此积极性不高。

这就有了“隔墙售电”思路的提出。“隔墙售电”，是分布式发电能够实现市场化交易的通俗说法，但也是现有电网体系仍很难实现的。

按照现在并网的体系，分布式电站只能在发电富余时低价卖给电网，用电时还需高价从电网买回；而如果允许分布式电站产生的电力通过配电网，直接销售给周边的能源消费者，仅对电网交“过网费”，分布式项目收益就可以进一步改善。

华夏能源网注意到，2017年国家发改委、能源局就出台文件，鼓励分布式发电项目与就近的电力用户以多种方式实现电量的就近消纳，电网公司可针对分布式市场化交易收取“过网费”。目前，在南方地区一些省份如浙江省，隔墙售电已经落地执行了。

但是，由于政府希望降低分布式光伏的开发难度进而向其倾斜，所以针对隔墙售电制定的“过网费”，农户不缴纳上一级电压等级的输电价格，且“过网费”的标准过低。

现行“过网费”标准，减去了输配电价中的交叉补贴、政府性基金和附加，每度电可能仅有1.5分到5分，如在同一电压等级之下，“过网费”甚至为零。这一标准执行前，在同档情况下，电网公司收取的包括交叉补贴和政府性基金及附加在内的输配电价一般都在0.2元/千瓦时以上。

“过网费”标准过低，导致配电网建设缺乏积极性，隔墙售电也因此迟迟无法落地。这些问题的存在，极大地限制了户用光伏的发展。而要想尽快破题，就需要尽快重新厘清隔墙售电的“过网费”。

综上可以看到，分布式开发在加速过程中，旧的问题克服掉了，新的问题又冒出来。配电网容量不足、“隔墙售电”有待破局，再加上现有户用光伏开发模式无法适应形势，户用光伏不好做了，以往那种一哄而上、跑马圈地、粗放式开发的时代已经结束。

户用光伏逐步南下追逐“新大陆”的过程中，上述问题仍然会存在。但长远来看，问题的暴露也意味着给行业必须换一个“活法”，倒逼分布式光伏市场从粗放开发模式进入一个新的高质量发展阶段。作为行业人的你，准备好了吗？