分布式光伏消纳矛盾与投资趋势 0827

分布式光伏消纳矛盾与投资趋势 0827

1、分布式光伏发展现状与挑战

自2021年起，分布式光伏装机量逐年增加，政策驱动下，各公司从集中式转向分布式开发，因组件价格高企，分布式光伏成为投资热点。然而，随着装机量的增加，分布式光伏面临电力供需不平衡、配电网不匹配及缺乏有效交易机制等消纳问题。

电网容量限制导致部分区域分布式光伏发展受限，需通过政策驱动，如集中并网和储能配置等措施来解决。此外，分布式光伏的电力供需曲线与用户侧不匹配，导致光伏难以就地消纳，尤其在农村地区，屋顶资源丰富但用电需求有限，导致多余电力反送电网。

2、投资趋势与市场策略

分布式光伏市场趋势包括组件大型化和N型市场的主导地位，N型市场占比预计超过70%。此外，针对户用市场，推出柔性轻质组件以适应不同应用场景。

自发自用余电上网模式需要安装反送电措施，禁止向电网反充电。

分布式光伏投资趋势向南方区域倾斜，珠三角和长三角因消纳条件和电价优势成为重点关注区域。头部企业政策收紧，投资倾向于集中式项目和高收益率的风电项目。未来，分布式光伏需锁定用户侧市场，进行资源和收益储备。

3、政策与市场机制

国家计划开展新一轮资源普查，评估分布式光伏的可开发容量。此前评估显示，国内可开发容量在10亿千瓦以上。分布式光伏的发展需与智能电网和微电网结合，提高电网韧性和稳定性，降低故障风险。

分布式光伏的电价政策主要分为全额上网和自发自用余电上网两种模式，电价执行按照当地脱硫煤电价。部分省份将余电上网电价折算为集中式光伏项目的平均单价，地面分布式项目按集中式光伏平均电量结算。

4、消纳问题与解决方案

红域消纳问题显著，河南和山东等省份对户用光伏采取限电措施，增加项目收益风险。限电率约10%，对上网电量影响明显。解决消纳问题需技术创新、政策支持和市场机制完善。

电网对分布式光伏的接入能力有限，需增加投资以提升电网接入和消纳能力。建议关注电网投资计划，尤其是农村电网改造，以适应分布式能源发展。部分区域对分布式光伏强制要求配储，以解决反充电问题。

5、成本与收益分析

分布式光伏建设成本控制在2至2.5元/瓦，若不考虑限电因素，收益相对较好。但北方地区因租金和开发费用增加，投资成本上升。工商业分布式项目价格控制在3元以内，储能成本下降有助于提高实际收益。

电价下调对光伏边际成本影响不大，主要影响因素为前期开发费用。电网投资成本可能转嫁至光伏开发商，需关注配电网费用上涨对终端用户的影响。

Q&A

Q：目前在消纳矛盾严重的红线区域，限电率的水平如何？对项目收益率的影响大概是多少？

A：在一些户用光伏发展较快的省份，如山东和河南，出现了调峰限电现象，特别是在春节等用电需求较低的节日。去年和前年春节期间，分布式光伏处于缓发或停发状态。今年多数省份划定了消纳红区，对新增项目进行管控，尤其是河南地区限电较为严重。限电率约为10%，这将导致上网电量减少10%，从而使资本金收益率下降约1%。

Q：分布式光伏项目的结算电价模式有哪些？

A：分布式光伏项目的结算电价主要有三种模式：第一，全额上网项目，包括户用和工商业分布式项目，按照当地脱硫煤电价执行，不参与交易和考核分摊。第二，自发自用余电上网项目，自发自用部分根据与业主签订的合同协议结算，余电上网部分按照脱硫煤电价结算。部分省份将余电上网电价折算为集中式光伏项目的全省平均单价。第三，地面分布式项目（6到8兆瓦以下）按照全省集中式光伏的平均折算电量结算。

Q：在北方存量红线区域提升并网容量的投资成本如何分摊？业内对此有何看法？

A：在北方存量红线区域，提升并网容量需要增加投资成本，特别是配储系统的成本。配储系统的投资成本大约增加两毛钱，收益率可能下调约0.5个百分点。业内认为，未来新项目可能需要分摊这些成本。

Q：分布式光伏入市后的电价政策如何？是否会有成本分摊机制？

A：分布式光伏在参与市场化交易后，电价下行压力较大。由于光伏曲线与用户曲线不匹配，市场定价可能下调。分布式光伏的入市将是一个逐步过程，初期主要针对10千伏以上或6兆瓦的大型分布式项目。市场规则将制定保护措施，以避免分布式光伏电价大幅下降。

Q：随着结算电价的下行，工商业项目出现违约的情况是怎样的？这些违约是如何处理的？

A：工商业项目的违约主要是因为合同能源管理的结算电价高于当前电网的分时电价。电网的分时电价政策降低了企业的用电成本，但也导致实际电价低于合同电价。企业因此要求重新商定电价，投资方在这方面的话语权较弱，导致很多企业要求修改合同或直接违约。

Q：工商业自发自用和余电上网的分成是如何进行的？

A：投资方通常会根据企业过去一到两年的用电总量和屋顶资源计算实际发电量和用电占比，然后结合光伏发电时段计算加权平均电价。电价通常会在电网分时电价基础上打折，例如八五折，以降低企业的实际电价成本。

Q：在已备案但未开工的项目中，电网是否有改善承载能力的措施？

A：电网对已备案但未消纳的项目要求安装防逆流装置，并对红域的户用项目不再新增并网。电网根据区域特点决定是否办理并网手续，可能导致资源浪费。

Q：电网是否进行配电网改造以改善分布式光伏的消纳？

A：电网对分布式光伏的积极性不高，配电网的升级和配套是根据国家政策统一实施的，而非主动改善。电网需要考虑投资回收期和成本，配电网改造需通过国家电网的流程推进。

Q：全国可开发容量的数据是否考虑了配电网承载能力？

A：该数据未考虑配电网承载能力。国家曾进行资源普查，并出台分级开发策略。近期国家也下发通知进行资源普查，为"十五五"规划做准备。

Q：长三角和珠三角区域的可开发容量及开发进展如何？

A：长三角和珠三角主要以工商业开发为重点，南方电价较高，尽管光资源略差，但综合评估下工商业和户用光伏的消纳和收益较好。预计南方工商业可开发容量约5亿千瓦，户用约1亿千瓦，占总容量的60%到70%。

Q：户用上网电价未来是否会有政策调整？

A：目前户用电价政策没有调整，仍按标杆电价减去分布式考核分摊值计算结算电价。例如，山东的电价可能会因考核分摊降低几分钱，河南也可能有类似调整。

Q：西南地区户用光伏市场的前景如何？

A：西南地区，如四川，光照资源相对较弱，屋顶资源有限，因此年新增装机量较小。相比之下，华北、华东和南方沿海区域的市场开发空间更大。

Q：四川和广东的电价及其对项目收益率的影响如何？

A：四川的电价为0.4012元，光照条件较差，收益率在6%以下。广东的电价为0.45元，户用光伏项目的收益率在9%以上。江苏的电价为0.391元，收益率与广东相近，但广东的收益率比江苏和山东高约1%。

Q：各地电价差异的核心原因是什么？

A：电价差异主要由各省的能源结构和可再生能源消纳条件决定。西南地区以水电为主，北方多为火电。电力富裕的省份如青海、宁夏、甘肃，电价较低；而经济发达且电力缺口较大的省份如广东，电价较高。

Q：分布式光伏电价最低可以达到什么水平？

A：青海省的分布式光伏电价最低，为0.22元。

Q：哪些地方强制要求分布式光伏配储能？

A：分布式光伏强制配储的政策不是新政策，自2021年起部分区域已要求配储，尤其是在红线区。

Q：分布式光伏是否可能被纳入绿证交易体系？

A：有可能在“十五五”期间被纳入，预计在“十四五”末期会制定相关试点，到“十五五”期间项目可能参与交易。

Q：如果电价降低三分，分布式光伏投资会受到多大影响？

A：电价降低对光伏投资的边际成本影响不大。光伏造价已较低，开发费用和渠道竞争对投资影响更大。

Q：通过虚拟电厂聚合分布式光伏的趋势如何？

A：目前有些头部企业提出虚拟电厂概念，旨在实现电网调度功能。但实际应用需电网同意，电网对虚拟电厂态度不甚支持，落地较困难。政策导向虽好，但实现难度大。

Q：如果上网电价降低三分钱，品牌方会如何应对？四川的开发费用会受到怎样的影响？

A：如果电价降低三分钱，品牌方可能会降低开发费用来应对。在四川，由于光照条件较差，分布式光伏的开发成本本身不高，但收益率可能会因为电价下降而无法维持。四川的分布式光伏容量占全省新能源装机总量的0.57%，资源条件限制了其发展。如果在江苏、河南等地电价下降三分钱，可能会压缩成本，但在四川，这样的降价可能导致收益率不够理想。

Q：分布式光伏的投资成本是多少？组件和逆变器的成本分别是多少？

A：分布式光伏的投资成本大约在每瓦2.35元左右。组件成本在每瓦0.75到0.8元之间，逆变器成本约为每瓦0.2元。其他成本包括电缆、支架、辅助设备和施工成本，总体构成了每瓦的总成本。

Q：工商业光伏用户会因为电价下降要求重新签订电价协议吗？

A：工商业光伏用户可能会因为电价下降而要求重新签订电价协议。目前，开发商和业主通常签订短期价格协议，通常为两年一签。电价下降的风险可能会传导至光伏开发商。

Q：未来配电网费用上涨的情况如何？费用上涨会由谁承担？

A：未来配电网费用的上涨将部分由发电侧承担。国家电网可能通过考核分摊的形式收取相关费用，容量电费不足以支撑电网投资，因此会要求分布式光伏企业分摊一定费用。

Q：新建输配电线路的费用会如何分摊？

A：新建输配电线路的费用可能会部分转嫁给光伏电站开发商。电网企业需考虑综合收益，因此可能不会主动建设专门用于分布式光伏的配套线路。如果涉及农网改造等情况，电网会要求相关企业分摊投资以满足其收益需求。