eo记者 蔡译萱
编辑 何诺书
审核 姜黎
得益于政策推动和设备成本下降，户用分布式光伏近年来增长迅猛。2021年起，分布式光伏新增装机超过集中式。
海量的分布式光伏接入考验着电网承载力，电网运行面临潮流、电压、频率等挑战，接网成本明显上升，并网与消纳难题接踵而至。
在2024年太原能源低碳发展论坛上，中德两国的能源监管机构、电力企业以及研究机构专家就中德地方能源转型之中的机遇与挑战、分布式光伏的消纳以及分布式系统未来将如何发展等问题分别提出了建议。
国家电网能源研究院副院长蒋莉萍认为，山西省密集出台相关政策措施，有力推动了全省新能源产业发展，电力市场化领先全国，可再生能源发电成为山西电力发展转型的重要力量。但与此同时，山西分布式可再生能源规模化发展正面临瓶颈。2024年，山西分布式电源承载力合计为6.3吉瓦，73地已无可新增光伏并网容量。
据她介绍，2023年，山西发布了《山西省推进分布式可再生能源发展三年行动计划（2023—2025年）》，明确到2025年全省分布式可再生能源电力装机总规模达到1000万千瓦左右。该文件要求各地规范项目管理，实施分级分类管理；并且提出建立区域承载力预测引导机制，对各地区分布式电源的发展情况和承载能力进行发布并提供信息指引。
对山西电力低碳转型和可再生能源发展面临的主要挑战，蒋莉萍提出以下几点建议。
首先是更好地发挥规划布局的引导作用，她建议投资者认真关注区域承载力预测引导机制。“发布红区并不是限制可再生能源发展，而是告诉投资者如果继续投资，弃风弃光可能加剧”。
蒋莉萍认为，分布式光伏发电大量接入需要进行电网设备改造，既要增加电网的设备投资支出，还要进行系统调试和维护，并不仅是电网增加了投资成本，而是所有用户用电成本都会上升。因此，如何认识政府提出的规划布局的措施，并让措施得以落地非常重要。
其次，如何界定新型市场主体的责任也是一大挑战。未来，分布式光伏发电主体将转变为以虚拟电厂/微电网等为代表的新型主体。户用光伏、储能、虚拟电厂的一体化电力托管业务将以虚拟电厂或者微电网经营主体的身份参与电力市场，更灵活地以买方或卖方身份参与电力交易。当前，市场上已出现“隔墙售电”等交易形式，《电力市场运行基本规则》已将虚拟电厂作为新型主体纳入电力市场经营主体。
“地方政府出台了很多政策支持、推动新型主体参与市场，但如何界定新型主体的责任，如何设计合理的价格机制，如何保障整个电力系统的安全稳定运行等问题仍亟需理顺。”
此外，在“光伏+”与各类领域融合发展的过程中（如农光互补、草光互补、牧光互补等模式中），容易引入非能源要素，可能会与农业、畜牧业等其他行业产生利益冲突。例如，在农光互补模式中，可能会出现光伏设施建设影响农业生产、土地使用权益不明确等问题。蒋莉萍认为，如何协调能源行业转型与其他社会经济形式的发展，实现1+1>2的效果，是一个重大挑战，也是值得政府推动的重要领域。
华北电力大学新型能源系统与碳中和研究院院长、中国电力企业联合会原专职副理事长王志轩表示，山西分布式可再生能源发展受重视，地方政府目标明确，但当前电网承载力受限，电力企业在山西新能源发展中面临转型问题复杂、竞争激烈等障碍和风险。
截至目前，山西电网新能源装机达到5505.1万千瓦，光伏装机容量达到2955.5万千瓦，占总装机容量的25.1%。光伏出力已达到2043万千瓦，创历史新高，占山西省全省用电负荷的近64%。对于当前山西分布式可再生能源电网承载力受限的难题，王志轩提出，加大配网改造是缓解电网承载力问题的重要方式。
王志轩认为，山西是中国能源转型的主阵地，既有中央支持，也有全国的市场需求，能源基础设施也比较完备，能源革命将持续深化，转型机遇巨大。但在发展新能源的进程中面临经济发展相对滞后的障碍，还存在整体电价较低等深层次问题。
“山西省能源转型与能源结构、产业结构、经济结构、社会生产方式等密切相关，转型过程具有复杂性、长期性、艰巨性等特点，电力企业在山西的竞争会更加激烈。”
王志轩建议，当前困难应通过大力发展新能源解决，坚持系统性原则，在宏观层面做到三个优化协同，即保障国家能源安全与山西能源转型的协同；做好煤炭外送与煤电外送的协同，以及新能源外送与煤电外送的协同。他还建议，国家层面应明确在新形势下山西能源支撑国家能源安全的中、长期规划及配套措施。
在微观层面，应推进电网友好型新能源厂站建设，创新煤电功能化改造与新能源、储能耦合，推动智能微电网与乡村新能源发展。央企、地方国有企业、民营企业等市场主体，应在引领新能源发展中发挥各自的功能，既要有良性竞争，也要有健康发展。
分布式能源在德国能源转型中起着关键作用，并在市场化交易方面积累了丰富经验。截至2023年底，德国安装了约370万个光伏系统，总装机容量达到84吉瓦，其发电量占总用电量的12%，成为仅次于风电的第二大电力来源。在德国，大多数光伏系统接入中低压电网，这意味着几乎所有的光伏系统都属于分布式系统。
据莱茵技术能源有限公司总经理蔡留照介绍，德国政府在能源转型当中起到了关键的引导作用。政府一方面通过政策法规明确了详细的时间和目标路径；另一方面制定了实施路径，引导企业明确用何种方法、何种资金（如资金补贴、低息贷款等）参与能源转型，保障碳排放目标的实现。
为推动分布式能源发展，德国政府采取了一系列措施，包括颁布并多次修订《可再生能源法》，通过灵活的电价机制引导分布式能源有序发展，采用灵活性措施平衡波动性的可再生能源发电出力等。
与此同时，补贴政策为分布式光伏产业提供了稳定的资金支持。2013年，德国政府为每年新增光伏装机设立了2.5吉瓦的基准值，年装机容量达到该值后，便开启新一轮补贴下调。在融资模式方面，德国分布式光伏电站的融资渠道由政策性银行、地方性商业银行和电站投资方构成。政策性银行提供低成本融资，商业银行发放贷款并掌控项目风险评估，可再生能源发电项目的投资方可获得高达投资额100%的融资支持，贷款期可达20年。
蔡留照举例，2007年，其所在的公司为筹建一个在德国东部的90多千瓦的光伏项目，申请了德国复兴银行面向光伏项目的低息贷款，还得到德国政府0.46欧元/兆瓦时的固定上网电价，较当前并网的光伏项目上网电价高出近5倍。此外，对于小型和中型企业，德国政府还提供能源咨询服务补贴，帮助企业实施能源转型政策，企业可以获得最高为400欧元的咨询补助，无需自己出资。这些举措都大大激励了德国分布式光伏项目的发展。
随着光伏系统装机容量的增加，德国也开始要求光伏系统安装控制装置，以便能将实际发电数据传输至电网运营商，并要求具备远程上下调节能力，在配网运营商需要时，削减系统的发电量。配网运营商通常会提前通知发电商并提供相应的经济补偿。
近年来，大多数德国家庭用户安装储能系统与光伏系统配套使用，以提高自发自用率并增强电网独立性。这些系统可在现货市场上直接销售电力，并可优化其发电曲线以增加利润。
蔡留照认为，企业用技术驱动来推进能源转型，在德国能源转型的过程中发挥了重要作用。从德国的发展来看，政策的不稳定性是每个企业都会遇到的，但是政策考虑到了可持续性，进而保证了德国经济发展的稳健性，这也是中德能源合作发展的关键所在。
