2017年国内光伏市场持续爆发，前三季度全国新增光伏发电装机超过4300万千瓦，累计超过1.2亿千瓦;其中分布式新增超过1500万千瓦，累计超过2500万千瓦，分布式光伏新增装机占比达到36%，尤其是630之后占比增加更为显著;分布式光伏电量贡献：前三季度累计上网电量超过100亿千瓦时，9月份在全部光伏发电量中占比18%。
在10月26日-27日北极星太阳能光伏网主办的“第三届光伏电站质量高峰论坛”上，国家发展改革委能源研究所时璟丽就对分布式光伏政策趋势进行了详细解析。
分布式光伏超过100万千瓦省份有5个 占比63%
就今年情况来看，国内分布式光伏发电市场呈现出一些典型特点。
首先近两年来，农业光伏、水上光伏、渔光互补、公路铁路沿线光伏等各类“光伏+”得以应用。2013年7月份，国务院出台24号文件时，那时想到的分布式光伏主要就是建筑光伏、屋顶光伏，没想到在短短三四年的时间内会出来这么多新概念和应用形式。尤其是今年，可以说业界形成了一个基本的共识，2017年分布式光伏是热点，民用建筑的屋顶光伏是一个热点中的亮点。仅国家电网数据，分布式光伏安装累计户数由2016年底的20.35万户增到2017年6月底的41.56万户。
其次，国内分布式光伏新增市场分布广泛与集中度高特征并存，除了西藏、港澳台以外，其他所有省市区都有一定的安装量。今年前三个季度，分布式光伏超过100万千瓦的省份有5个，占比63%，排名前十的省份占比达到了87%，基本上还是以东中部为主。排名前十的省份不仅分布式光伏市场量大，它们集中式光伏在新增市场中的占比也达到了55%，可以说无论是集中式光伏电站还是分布式光伏，山东、安徽、浙江、河南、河北、江西、江苏、湖北、湖南、吉林等省份都是比较热点的区域。
分布式光伏发展四大驱动因素
为什么排名靠前的这些省份体量会这么大呢?时璟丽在会上为我们总结了近期主要的一些驱动因素。
从光伏产业内因来看，光伏发电技术不断进步，光伏组件和整个系统的价格、发电成本持续下降。另外，发展最好的几个省份，同时也是制造业比较发达的省份，比较贴近这样一个市场。
从外部政策来看，分布式光伏一直得到国家和地方政策的大力支持。从一开始国家政策更大力度推得就是分布式光伏，只不过是从今年开始推进效果得到了显著的体现。尤其是中东部地区，分布式光伏电价和度电补贴支持力度，涉及范围都很大。相对而言，最近一两年集中式电站则存在发展规模受控、电价不断退坡、部分地区限电，还有土地以及地方一些不合理收费等不稳定的因素。
从分布式光伏自身优势来看，除了屋顶光伏以外，还有更多灵活多样的应用形式，受限因素比较少。另外，分布式光伏受政策落实不到位的影响比较小，尤其是对于有一部分自发自用电量的，像一般工商业或者工业用户分布式光伏系统对补贴依赖程度较低，很多在目前光伏发电投资水平之下，很多项目可以不依赖补贴就能够达到有基本的盈利，所以这也是一个很重要的优势。
从分布式发展环境、民众意识以及市场来看，分布式光伏市场的范围和规模逐步的扩大，带来了示范效应，民众、投融资机构，包括保险机构对分布式的认识度有了显著的提升，他们的积极性与参与度也得到显著提升。分布式光伏无论是从商业模式还是运营模式来看，市场都在逐步走向成熟。
分布式光伏发电政策框架解读
分布式光伏发电政策框架基于2013年国务院颁布的24号文《促进光伏产业健康发展若干意见》，在这个文件之下，中央有关政府部门出台了几十项支持分布式发电发展的政策文件。
这些文件从规划、项目管理、并网、电价补贴、税收政策、市场化和商业模式等方面对分布式光伏作出了规定要求，下文将对上述各项作一一介绍。
从发展目标来看，“十三五”的光伏发电目标是一个导向性目标，不是约束性目标。根据规划，2020年光伏发电装机1.05亿千瓦(2017年7月已经达到)，分布式导向性目标为6000万千瓦。从规模管理来看，分布式光伏仍然是不受规模限制，所以至少从国家的发展导向来看，分布式光伏仍然是未来几年鼓励大力发展的领域。而且在去年年底和今年年初，国家发改委和能源局出台的一系列能源、电力、可再生能源、太阳能跟光伏发电规划中，屋顶分布式光伏利用是重点任务第一项，并且还强调了要推进各类分布式光伏的综合利用工程。
分布式光伏发电项目备案，以北京为例，可以分为两种形式：
法人单位备案
地点：各区县发展改革委
资料：分布式光伏发电项目备案申请表;项目实施方案;项目单位营业执照;产权证明(项目单位为非产权人的，出具产权人与项目单位的合作协议书);施工合同或合作协议;法人委托书;被授权人员身份证复印件;其他应当提交的材料。
自然人备案
地点：区(县)电网企业代为登记
资料：分布式光伏发电项目备案申请表;项目实施方案;自然人身份证明;产权证明;施工合同或合作协议;其他应当提交的材料。
并网方面，对分布式光伏发电，电网企业提供接网方案和接网设施安装、并网验收和调试、电量计量、电费支付和补贴资金管理、代为备案(限自然人)等服务且服务免费。对于并网服务，国网、南网均出台了具体的实施细则。比如国网在2017年6月颁布《国家电网关于促进分布式电源并网管理工作的意见(修订版)》中明确了国网的分布式适用范围：10千伏及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的分布式电源;10千伏电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6兆瓦，年自发自用电量大于50%的分布式电源;35千伏电压等级接入，年自发自用电量大于50%的分布式电源。
税收政策方面，2013年7月和2016年7月财政部和国家税务总局颁布政策文件，对光伏发电实施增值税即征即退50%的政策，但存在有效期，两次政策文件的时限分别为2013-2015年，2016-2018年。当然，业内期盼这个能成为长效政策或至少能够持续延续，同等情况下与无增值税政策相比，成本相差2-4分/千瓦时。据时璟丽透露，增值税优惠政策有望能继续延续，在今年8月底，国家能源局等多个部委共同颁布了一个征求意见稿，即《关于减轻可再生能源领域涉企税费负担的通知》，通知中明确增值税即征即退延长至2020年12月31日。
该通知还同时对占用土地税费进行了明确规定：耕地占用税-光伏发电项目占用耕地，对光伏阵列不占压土地，不改变地表形态的部分，免征耕地占用税;城镇土地使用税-在城市、县城、建制镇、工矿区内使用土地建设光伏发电项目，由省级政府核定起征标准，未达建制镇规模以及不在建制镇规划内的土地上建设的，不征收土地使用税;达到起征标准的，对光伏阵列不占压土地，不改变地表形态的部分，免征城镇土地使用税;此外还规范了宜林地、草地等农用地的核定，规范耕地占用税、城镇土地使用税等土地税费以及森林植被、草原植被恢复费征收范围。
光伏电价方面，大型光伏电站从2011年开始一直实施标杆电价，分布式光伏从2013年开始实施度电补贴机制，当然分布式光伏可以在两种模式中进行选择，一种自发自用、余量上网模式，全部电价补贴0.42元/千瓦时;第二种是全额上网模式，光伏标杆电价(与集中电站电价和补贴发放管理模式完全一致);两种模式在项目投运时任选其一，其后可以单向调整(余量上网转向全额上网)一次。
发展至今，光伏标杆电价经过了几轮的调整，标杆电价调整的原则基于成本加上合理的利润，此外还要考虑光伏发电的发展规模来实施的这样一个补贴退坡机制。根据这两个原则来看，“十三五”期间，尤其是明年，无论是标杆电价还是分布式光伏的度电补贴，降价以及补贴退坡是一个很重要的趋势，并且是一个很大概率的事件。对此时璟丽希望能够采用相对缓和一些的退坡机制，比如可以学习德国两个月一调的模式。2020年之前光伏发电要实现在销售侧平价上网，在2022—2023年之间上网侧平价上网的目标，补贴缓和退出可以保证产业实现一个持续平缓的发展。
除了中央电价政策以外，各地方也实施了很多分布式光伏地方性政策，大多数为度电补贴，少部分是投资补贴。地方补贴政策调整比较频繁，几乎每个月都有新增，每个月也有退出，对于光伏发电开发企业来说必须实时加以关注。
分布式光伏发电经济性。对于全国大部分省市区，分布式补贴0.42元/千瓦时从2013以后再没有做出相应调整，所以实际上，分布式发电的经济性优势已经明显高于集中式光伏电站。
尤其是自发自用余电上网模式经济性，要高于全额上网的模式。全国大部分地区分布式光伏发电的年保底收益(全额上网模式下)在700-1100元，一些东中部省份收益略低，但由于地方实施电价补贴政策，所以这些地区反倒成为分布式光伏市场主要地区。
分布式光伏发电不同模式下收益差异
各地区分布式光伏发电经济性(全额上网模式，按照70%的经营期系统效率)
光伏发电平价上网的根本
上文曾经提到2020年甚至更提前一些，要实现光伏发电在销售侧的平价上网。那么光伏平价的根本在于什么?根本就在于光伏产业的技术进步以及产业升级。时璟丽在会上作了这样一个预测：这里将2017年到2023年分为两个阶段，每个阶段分别为三年，从分布式光伏发电成本以及电价需求来看，2020年一到三类地区差不多5毛到7毛就能达到比较明显的收益，2020年—2023年就是“十四五”中期，分布式光伏基本上可以达到4毛到5毛5的电价收益，这个可以保证比较好的经济性，可以说4毛到5毛5基本上就可以完全实现平价的目标。
补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境
2023年可以实现补贴完全退坡，甚至在上网侧完全退坡，但是补贴退坡和退出时间点的关键在于外部环境，尤其是对于分布式光伏来说，外部政策环境是最主要的。关键是要创新分布式光伏在配电测消纳以及市场交易的模式，细化分布式光伏补贴的标准，2020年前全面实现工业用户销售侧平价。
这里以北京为例做一个分析：
按照70%的总系统效率，考虑2017年下半年投资水平为6500元/千瓦，则电价需求为0.78元/千瓦时。
针对一般工商业用户来讲，如果其自发自用比例达到65%，考虑光伏发电替代电量执行平峰和高峰电价，则已经达到销售侧平价，不需要补贴;如果自发自用比例为33%，则度电补贴需求为0.21元/千瓦时，仅为目前补贴标准的一半。
针对民用电价的居民建筑、学校、医院等电力用户，如果自发自用比例达到100%，则度电补贴需求为0.30元/千瓦时，低于目前的补贴标准;由于这些用户光伏发电系统出力与用电需求在时间上的一致性差，自发自用比例一半较低，如果按照50%的自发自用比例，度电补贴需求为0.36元/千瓦时，现行补贴标准仍有下降空间;如果全部电量输送到电网，选择“全额上网”模式，实际收益为0.75元/千瓦时(2017年政策)，选择“燃煤标杆+度电补贴”模式，实际收益为0.78元/千瓦时。
如果考虑北京地方电价补贴(地方补贴政策为2015-2019年并网发电的分布式光伏项目，补贴标准为0.3元/千瓦时，补贴持续5年)，则相当于增加整个经营期电价补贴0.075元/千瓦时(静态)、0.12元/千瓦时(动态)。
总体上来讲，在今年下半年和明年，达到一定的自发自用比例的工商业用户光伏已经具备退出补贴条件，工业用户光伏如果达到一定比例自发自用比例，可以大幅度降低度电补贴，民用电价光伏在部分地区也有少许降低补贴空间。
分布式光伏发电补贴政策建议 隔墙卖电收益如何?
下一步对于分布式光伏发电的补贴政策调整，有可能按照用户类型区分调整分布式光伏的补贴额度，居民建筑光伏、其他分布式光伏区别对待，并且可能要结合其他的机制实时来调整补贴的方式额度。比如们今年实施自愿的绿色电力征收制度，如果明年能够把强制的绿色电力制度推进进来，并且分布式光伏能够纳入到这种强制的实施范围内，可能补贴退坡的速度可以稍微更快一些。
还有一点就是要提高分布式光伏自发自用的比例，如何提高?可能需要发挥分布式就地消纳的优势，为分布式光伏参与市场建立公平竞争的平台。实际上可以结合现在输配电改革和发售电放开。通俗来说就是隔墙卖电的形式，推进分布式光伏的转供电，这块需要创新一个电网服务费用的政策。为什么呢?因为按照现在十几个省市实施的输配电价核算制度，电压越低，输配电价越高，隔墙卖电时可能要加上2毛左右的输配电价。此外还要再付出政府性的基金和一些交流网的交叉补贴，实际上可能要增加差不多两三毛的相应输配电的费用以及支付的基金费用，那这样可能还不如直接卖给电网、全额上网。
创新分布式光伏应用商业模式
今年3月份，国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》征求意见稿，7个月过去了，还在征求意见阶段，没有正式公布。据时璟丽分析，这个文件出台难度太大了，因为这个文件把分布式发电都一揽子纳进去了，不单单是光伏，生物质能发电、天然气的分布式发电等等都包含在内，分布式范围比较大，又希望在全国范围内实施，因此可能在各方遇到的阻力更大一些。
在时璟丽看来，分布式光伏相对来说是最为成熟的，能否用分布式光伏作为试点，来探索分布式发电的模式，或者在中东部选择三五个省市来进行近期的试点，之后在进行相应范围的扩大，这样逐步来探索供电的相应模式。如果实施这个政策，将有助于扩大分布式光伏市场应用的规模和范围，这样就会使多种“光伏+”及其他应用模式，都可以扩大规模，各种新的形式都可以涌现。有可能2020年，尤其是“十四五”期间，分布式可以成为未来应用的最主流的模式。
在《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中主要提出来三种模式，第一种是转供电模式，即发电与电力用户直接电量交易，向电网支付过网费，自发自用及在10/20千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，免收过网费，35/110千伏电压等级接入且同一变电台区消纳，过网费=本地区最高输配电价—电力用户所在电压等级输配电价;第二种是“电网代售电并代收电费”模式，分布式发电委托电网代售电，代售价格为“综合售电价格—过网费(含线损)，可以解决困扰分布式光伏发电“合同管理模式”向电力用户收电费难、合同执行难等问题，若按照征求意见稿中方案，过网费水平低;第三种是原“余量上网，电网收购”模式，但提高电网收购电价，分布式发电不参与市场化交易，电网收购，收购电价为“燃煤标杆电价+110千伏输配电价”。
未来如果上述模式推进顺利，在2020年之前分布式光伏能够全面实现市场化直接交易以及竞争的模式，进入到一个不依赖于补贴的市场化竞争模式之后，分布式光伏发电未来的发展潜力将会更广阔。
本文转自d1net（转载）
