影响分布式电源发展关键问题分析

影响分布式电源发展关键问题分析

分布式电源是在1978年美国公共事业管理政策法分布后正式在美国推广应用的，之后被其它发达国家所接受。早期分布式电源以提高能源利用效率为目标，主要以天然气多联供为为主，近年来，随着可再生能源发电技术的成熟，风电、光伏发电、生物质能发电等也成为分布式电源的重要组成部分。

我国分布式电源发展刚刚起步。1999年，分布式电源概念首次引入我国。2000年国家发改委等部门联合下发《关于发展热电联产的规定》，鼓励发展以天然气为燃料的分布式热电冷多联产项目。2004年国家发改委能源局在《关于分布式能源系统有关问题的报告》中欠给出了我国分布式能源的窟方定义。2012年以来，随着国内光伏发电市场加快启动，我国分布式光伏发电已然速发展；同时，由于国际天然气市场供应环境宽松，以及解决我国城市污染的迫切需要，大力发展分布式天然气发电提到议事日程。

目前，我国已将发展分布式电源上升到国家战略高度，政府明确要求推动分布式电源发展。《2012年政府工作报告》中指出“发展智能电网和分布式能源”；全国能源工作会议将“积极推进分布式电源发展”列为2012年重点工作之一；《关于2012年深化经济体制改革重点工作意见》明确要求“促进形成分布式能源发电无歧视、无障碍上网新机制”。

由于分布式电源具有能源高效利用等优势，有成为集中供电方式的有益补充，并逐步成为未来电力系统的重要组成部分；分布式电源能够提高大电网供电安全，特殊设计的分布式电源可分为电网提供紧急情况下的事故支援。但是分布式电源的发展也同样离不开大电网的支撑，不依托大电网，分布式电源无法得到广泛应用。分布式电源与电网的发展是相辅相成的，其协调发展是我国调整能源结构、实现可持续发展的内在要求。但是目前还存在诸多影响分布式电源发展的问题，比如经济性、流播励政策、社会承受能力、项目开发及并网运行管理、配电风纳分布式电源的能力等问题。本文通过分析国外解决相关问题的经验，对影响分布式电源的关键问题进行探讨分析，试图为推动我国分布式电源发展提供参考。

资源条件和技术装备水平

1、资源条件

资源条件是分布式天然气发展基础。美国、丹麦、日本等国家具有充足的气源供应和发达的管网设施，具备良好的分布式天然气发展基础。而我国天然气资源供应存在一定的不确定性，天然气管网设施密度和网络化程度较低。

根据相关预测，2015年和2020年，进口天然气将分别占到我国天然气消费量的31%和29.7%。进口气源和通道建设仍然存在不确定性，未来可能面临天然气资源紧缺的风险。随着未来全球天然气供应日益充足，如果进口管道气和LNG得到保障，我国气源问题将大大缓解。

我国天然气管网处于发展初期，以干线管道建设为主，支线和联络线建设力度不足。我国天然气资源供应和管网设施条件短期内还不能满足天然气分布式电源大规模发展的要求，有条件发展天然气分布式电源的主要是上海、北京、广州等沿海及内地经济发达大城市。

2、技术装备水平

提高装备自主制造能力，提高设备国产化率是降低投资和运维成本，实现分布式电源规模化发展的必要条件。

光伏已成为我国具有国际竞争优势的战略性新兴产业。从产业规模上看，2012年，我国光伏组件产量2252万千瓦，占全球的63%，光伏电池产量2036万千瓦，占全球的56.6%，均居世界第一位。产业链条完整，部分技术世界领先。

分散式风电技术和装备水平基本与国际同步发展。国内厂商生产的低速风机与国际知名厂商主要技术指标基本相当。三一、华锐、金风、湘电、联合动力等国内风机制造商已研发了多种低风速风机。华锐风电研制的低速风机切入风速 可以达到2.8米/秒以下。

燃气机和内燃机的研发能力、制造质量、技术经济指标上与国际先进水平还存在一定的差距，目前国内天然气分布式发电项目采用的动力设备主要依赖进口，造成项目初始投资过高。

分布式光伏和分散式风电已具备规模化发展的技术装备基础。分布式燃气发电在我国还缺乏成熟的、具备市场竞争力的产品，需要通过试点示范项目积累经验，形成具有自庆制造和创新能力的产业体系，为进一步大规模推广奠定基础。

经济激励政策及社会承受能力

分布式电源的技术经济性与常规电源相比还有一定差距，现行能源价格的体系未能全面反映分布式电源的环境友好性及常规化石能源的外部成本，因此近中期分布式电源具有较高的开发和利用成本，需要政府在社会可承受范围之内通过政策手段进行补贴，才能推动分布式电源的发展。

1、  影响经济性问题的因素

l  发电成本：以天然气分布式能源为例：根据全国发电用燃气平均价格2.43元/立方米，所发电力全部自用进行测算，目前天然气分布式发电度电成本0.60元左右，楼宇式分布式能源度电成本高于区域式分布式能源。

l  接网成本：分布式电源接入电网将增加并网成本，包括接网成本、电网改造成本和接入系统方案设计费用等。其中，

接网成本可根据产权分界点分为用户侧接网成本和电网侧接网成本。天然气发电的总接网成本小于光伏发电；接入10千伏电压等级的接网成本要明显高于接入380伏电压等级的接网成本，约为2-3倍左右。

当渗透率超过30%时，需要对电网进行改造，渗透率越大，单位容量改造成本也逐渐增大，天然气发电通常要大于光伏发电。

设计费用通常约占项目总投资的0.5%-2%。

在当前的技术经济条件下，分布式电源从开发到并网运行，成本都高于常规电源。如果没有额外的政策支持，现阶段分布式电源不具备与常规电源的市场竞争力。

2、  国外解决经济性问题的经验

l  发电成本分摊及疏导机制

国外普遍采用固定上网电价机制（FIT）或上网电价补贴（FIP）机制，以高上网电价弥补高投资，或者鼓励自发自用，保障项目的经济性。电网企业收购分布式发电量超出市场电价部分，在终端销售电价中以可再生能源电价附加形式加以疏导解决。截止2012年底，世界上对分布式电源实行固定上网电价机制或上网电价补贴机制的国家超过70个。

以德国为例，德国对所有类型光伏发电均实施固定上网电价政策，主要特点是上网电价逐年下调，实施灵活总量控制。每年增长规模目标为250-350万千瓦，如果上年新增规模超过这一范围则增加电价下调幅度；自发自用实行“双价制”，上下网分开结算。用户从公共电网购电量实行销售电价，上网电量执行固定上网电价，购售关系简单；实行分类上网电价，根据项目容量和项目类型确定上网电价水平。

鼓励自发自用，实现度电价值最大化，也是德国解决分布式光伏高开发成本的重要途径。鼓励用户自发自用，可以尽量减少用户余电上网，实现度电价值最大化。从2009年1月1日到2012年3月31日，德国对新建500千瓦以下项目自用电量提供价格补贴。自用电量比例越高，自用补贴力度越大。由于近年来光伏发电成本快速下降，已经低于居民生活用电价格，居民用户在没有自用补贴的情况下也会优先满足自用，因此从2013年开始取消自用补贴。从2013年5月1日起，德国对用户用小型光伏发电系统配置储能设备提供财政补贴，也有意在鼓励自发自用。

德国将天然气分布式能源政策纳入热电联产政策统一考虑，也是通过上网电价补贴的形式弥补其较高的生产成本，电网企业支付的额外成本由随终端销售电价中征收的电联产电价附加加以解决。以补贴为例，小型热电联供设备<50千瓦在投入运行后的10年内，每度电可以享受5.11欧分的补贴，由于节约输电费用，每度电还奖励0.15-0.55欧分；只要能够表明每年能效超过70%，还可以享受退税优惠，每度电为0.55欧分；此外，为了加快市场引入50千瓦的设备，德国出台了刺激计划，在10年期间提供400万欧元的财政支持。

l  并网成本分摊机制

国外分布式能源接网成本有三种分摊方式，分别是深成本、浅成本和混合成本。深成本是指项目开发支付并网相关的所有成本，包括接网直接成本和电网改造成本；浅成本指项目主仅承担接网直接成本和电网改造成本，不承担电网改造成本；混合成本介于深成本和浅成本之间，项目业主承担接网直接成本，以及一部分电网改造成本。

对于采用浅成本或混合成本模式的欧盟国家，分布式电源开发商所支付的接网成本不能完全补偿电网投资和运行成本，剩余部分将通过收取系统使用费、提高电网企业准许收入上限、纳入输配电价核算等形式进行补偿。

表1 部分欧盟国家分布式电源接网成本承担机制

国家	接入成本
	深成本	混合成本	浅成本
奥地利			OK
丹麦			OK
德国			OK
荷兰	OK
西班牙	OK
法国			OK
意大利			OK
英国		OK
瑞典	OK
葡萄牙			OK
爱尔兰	OK
保加利亚			OK
捷克	OK
匈牙利	OK	OK
立陶宛	OK
波兰			OK
罗马尼亚	OK
斯洛伐克	OK
斯洛文尼亚			OK

3、   社会必定受能力问题

分布式电原经济激励政策一定程度上体现为社会成本的增加。国家的激励不令要从鼓励发展的需要出发，还要充分考虑国家的财政支付能力和终端用户的电价承受能力。

分布式电源发展较快的国空（德国、丹麦、日本、美国等）都是经济发达国家，具前较强的财政支付能力及用户电价承受能 力。我国分布式电源发展补贴资金主要来自电价附加。近年来，随着可再生能源规模扩大，电价补贴资金需求增大。根据规划测算，2015年、2020年光付、风电所需的补贴资金钭分别达到648亿、816亿元；天然气分布式将推动东部地区终销售电价上涨，降人氏 我国工业的国际竞争力。工业制造业是我国的经济支柱，用电成本上升将增加工业企业的生产成本，降低我国工业产口在国际上的竞争力。

4、   我国的分布式电源发展经济激励政策原则

我国需要进一步完善补贴政策，提高补贴绩效，以有限的补贴资金，带动尽可能多的分布式电源发展。第一，根据经济发展水平确定补贴总规模。建议根据我国工商业企业和居民电价承受能力，确定每年分布式能源补贴的总规模。为避免削弱我国企业竞争力，今后几年电价不宜大幅上调，补贴资金不足部分可通过财政专项资金补足。第二，以补贴资金确定发展规模。分布式能源发展规划要考虑与配套补贴资金规模相协调。实行在补贴总规模控制下的项目规模与上网电价联动机制，上网电价水平与发展规模密切相关。第三，建立补贴标准逐年降低机制。为提高有限补贴资金的绩效，对风能、太阳能发电应当建立“补贴标准爱年降低，补贴政策逐渐退出”的机制。根据分布式发电成本下降情况，形成每千瓦时补贴额度逐年、逐批次降低的机制，最终取消补贴。

 项目开发及并网运行管理

1、  分布式电源特点及对项目管理要求

由于分布式电源具有有别于传统电源的一些显著特点，对项目管理和并网运行管理提出了新的要求，要求创新管理模式，适应分布式电源快速发展需要。在开发需要方面要求简单低成本的项目管理，需要优化管理流程和简化管理手续；在并网管理方面要求建立快速、低成本的并网管理流程，制定完善的合同模版，便于未来界定供电安全责任；在运行管理方面要求建立差异化更精细的分类并网技术标准，加强分布式电源和电网的运行管理，同时加强电网建设。

2、  国外项目开发管理的经验与启示

德国、美国等国家通过优化布局、简化分布式电源的审批流和要求，鼓励具有电网运营背景的专业服务公司负责项目运维，有力地推动了分布工电源科学有序发展。

通过经济手段优化分布式电源布局

l 德国采用改变限电成本补偿方式。2012年前，电网企业100%补偿限电损失，费用纳入输配电价。2012年后，对于新投产项目，大部分情况将由项目业主承担5%。

美国采用电网改造成本引导的方式。分布式电源渗 透率低于15%时就可减少项目技术审查环节，并将承担相对较少的电网改造成本，同时，部分电力公司对外分布剩余分布式电源接纳空间。

l  简化电源的审批流程和要求

实行分类管理，不同分类的项目管理流程和要求不同，容量越小，流程越简单，手续越简化。以德国分布式光伏为例， 分为<5千瓦、5千瓦-50千瓦、50千瓦-5兆瓦等。小于5千瓦的项目，项目业主只需办理简单的法人注册流程，不需向政府提出审批，就可直接向电网企业提出项目申请。

l  鼓励专业服务参与运营

德国、美国等通过降低分布式电源行业准入门槛，鼓励成立专业服务公司，依托资金、技术和管理优势，进行分布式发电项目的开发、建设、运营与维护。一是专业服务公司具有足够的技术能力和丰富的经验，从建设到投运的过程中保障电源和电网安全运行；二是专业服务公司解决了个人资金不足的问题。

3、  国外项目并网管理的经验的与启示

l  按照社会公平的原则，科学确定费用分摊机制

德国强调“谁受益、谁掏钱”原则，体现社会公平。德国认为发展分布式电源有利于全社会，增加的成本应由全体用户承担，国此可再生能源补贴、电网改造成本和系统备用容量费用均由全体用户分摊。

l  立足于系统整体最优、要求经济方式并网

德国规定在技术可行的条件下，要求电网企业以“经济的方式”对配套电网进行升级改造，以满足光伏发电等可再生能源发电的并网需求。联帮法院将“经济的方式”定义为：如果配套电网发行投资超过了发电项目本体投资额的25%，则认为是不经济的，电网企业可拒绝该项目的并网申请。

l  实行差异性的分布式电源并网管理流程

以美国为例，美国联邦能源管理委员会FERC规定的《小型电源并网管理办法》规定，分布式电源满足渗透率小于15%等11条筛选标准即可简化并网程序。对于并网不上网和净电量结算项目，不论容量小，均可进入简化并网程序

l  明确严格的并网技术标准

德国先后制定接入中、低压配电网的并网技术标准。技术标准非常明确和严格，各项指标均有详细规定。强制要求光伏发电所采用的逆变器必须满足认证标准。对已投产但不符合新认证要求的项目，限期进行整改，否则将停止其并网。

4、  国外项目运行管理的经验与启示

受光伏发电装机快速增长等因素影响，近年来德国局部地区光伏发电渗透率持续走高，甚至超过20%，带来电网阻塞，分布式电源老实巴交行受限等问题。因此，德国强化并网运行管理要求，将所有分布式光伏发电纳入运行监控管理。

2012年以前，德国仅对100千瓦以上的光伏发电项目进行监控管理。根据《可再生能源法2012》，2012年1月1日后投产的小于100千瓦的项目也纳入监控。对不同容量的光伏发电项目，采用差异化的运行管理要求。对已投运分布式光伏发电项目设置过渡期，限时安装测量和监控装置；同时，明确规定电网企业进行出力控制的条件。

5、  我国分布式电源管理思路

借鉴国外经验 ，我国分布式电源管理的思路是：从系统整体经济性最优和兼顾各方利益的角度出发，注重分布式电源和电网的协调发展，根据技术类型、接入电压等级等实行差异生管理，简化项目审批和并网管理流程和要求，加强运行管理，并根据分布式电源发展情况适时修订。

在开发管理方面，通过经济激励或强制手段优化分布式电源规划，注重和电网规划协调统一。参照美国做法，在“十二五”发展初期，根据配电网最小和最大负荷的比值， 并考虑50%的安全裕度，确定分布式电源渗透率上限（根据我国电力负荷我，渗 透率在15%-25%之间）。针对分布式电源项目特点，实行科学合理、操作性强的差异化审批管理制度，简化项目行政许可程序，加快项目审批流程，减少项目立项成本。一是明确下放审批权限，简化审批层级。二是针对不同规模项目执行差异化审批制度，简化行政许可程序。鼓励和支持专业服务公司介入，加强市场准入和后评估管理。

在并网管理方面，兼顾各方利益，建立公平合理的成本分摊机制。为保持现有电网企业优惠政策的延续性，参考接网项目的投入，由国家可再生能源基金给予电网企业一定的成本补偿。强调系统整体经济性，根据技术类型、装机容量、接入电压等级，进一步细化现有并网管理办法和技术标准。一方面，建议针对接入35千伏电压等级项目，设定相关筛选标准，譬如渗 透率标准，对于满足筛选标准的项目，也可简化并网要求。另一方面，对于满足10千伏和6兆瓦的项目，对电网影响较小的项目可进一步简化。

在运行管理方面，引导建立合理适度限电的共识，研究扩大对并网分布式电源的监控管理范围。借鉴德国经验，在目前仅监测接入10千伏电网的分布式光伏发电的基础上，逐步扩大所有分布式电源。加强电网改造，满足分布式电源接入的需要，并争取对配电网建设改造的政策支持。

配电网接纳分布式电源能力

1、   影响配电网接纳分布式电源的关键因素是渗透率

高渗透率分布式电源接入将增大发生非计划孤岛、线路电压升高和保护误动拒动的概率，对电网安全运行和可靠供电产生较大影响。

2、   国外关于配电网接纳分布式电源能力的管理实践

分布式电源渗透率是国内外研究分布式电源接入配电网的一个常用概念，也被一些国家引入作为分布式电源管理的指标。依据渗透率指标，美国对分布式电源并网管理采取“简化处理”，规定渗透率低于15%可进行快速接入系统技术审查。美国常规电源并网需要开展复杂严格的接入系统技术审查（包括可行性研究、系统影响研究和设备研究），通常需要4-8个月。为加快分布式电源并网，美国加州将渗透率作为关键指标实行“简化处理”，规定只要渗透率低于15%就可执行快速审查，仅需开展电能质量、短路电流等方面审查，通常不超过30个工作日。随着经验日趋丰富和管理不断细化，美国拟对不同技术类型分布式电源实行“更精细的差异化管理”。针对分布式光伏发电仅在负荷较大的白天发电、出现双向潮流概率相对较小，以及提供短路电流较小等特点，拟将分布式光伏发电进行快速技术审查的渗透率上限提高50%。圣地亚哥、萨克拉门托、太平洋电力与燃气等电力公司根据上述管理要求，定期发布各配电台区剩余分布式电源接纳空间。

综述，美国、德国等分布式电源发展较快的国家普遍认同，发展分布式电源应考虑现有电网的接纳能力。配网接纳分布式电源的能力，与分布式电源技术类型、并网运行方式、电风结构参数、用户负荷特性等多方面因素有关。实现分布式电源与电网协调发展就是要求其在发展速度上匹配、在规模上均衡、在技术上适应、在政策上配套。