至暗時刻！分布式光伏何去何從？

分布式光伏行業(yè)正面臨嚴峻挑戰(zhàn)，隨著裝機規(guī)模的爆發(fā)性增長，消納問題成為痛點。很多省份的電網容量已飽和，導致新的光伏項目難以接入。為應對電網容量問題，地方政府出臺了一系列政策，如技術改造、調整分時電價、暫緩或限制紅區(qū)和黃區(qū)的新項目接入等。

同時，儲能被視為提高電網接納能力的關鍵解決方案。盡管如此，分布式光伏項目的投資回收前景因成本、發(fā)電效率和電價機制等因素而變得不確定。未來，分布式光伏如何健康發(fā)展，仍需政策和市場的進一步優(yōu)化與調整。

分布式光伏的“至暗時刻”仍沒有過去。

近年來，分布式光伏在政策和市場雙重助力下迎來了裝機規(guī)模的爆發(fā)式增長，消納問題卻如鯁在喉，成為行業(yè)痛點。

河北、河南等多地發(fā)布了2024年第一季度分布式光伏可接入容量報告，紅區(qū)仍在蔓延，業(yè)界對分布式光伏未來發(fā)展憂心忡忡。

河北可接入容量由電網企業(yè)計算，縣人民政府發(fā)布，目前該省已有151縣（區(qū)、鎮(zhèn)）分布式光伏可開放容量為0，這一數字還在上漲；河南干脆搭建了可視化開放容量發(fā)布平臺，圖中除鄭州、洛陽等城市，大約四分之三的地區(qū)為紅區(qū)。

2023年，江蘇、浙江、湖南、安徽等南方省份躍升為分布式主力軍，江蘇省超過山東省摘下第二把交椅，分布式裝機新增量僅次于河南省，不少戶用光伏開發(fā)商選擇離開北方，南下尋找接入容量富余的“新大陸”。

在剛剛過去的濟南光伏展上，龍源電力旗下的戶用光伏開發(fā)商光螢新能源表示：隨著河北地區(qū)各縣可接入容量的枯竭，公司正將銷售團隊從冀地撤出。

新大陸在哪？

潤馬光能的一位銷售經理告訴光伏time：全國也就四川容量比較充足，可是四川地處盆地，云霧環(huán)繞，光照資源匱乏，發(fā)展分布式光伏存在明顯的區(qū)位劣勢，不過東南沿海憑借旺盛的用電需求和電價優(yōu)勢仍有利可圖。

追本溯源，分布式光伏的危機源自“新能源開發(fā)與電網升級的失衡”。目前戶用分布式光伏裝機規(guī)模遠超整村用電負荷和配電網的承壓能力，當分布式光伏大發(fā)展，會引發(fā)配變、低壓線路反向重過載，甚至導致上級電網反向重過載。

此外，分布式電站的發(fā)電收益情況也值得懷疑。從成本端來看，盡管組件價格暴跌，在經銷商的報價中0.8元/瓦的價格屢見不鮮，裝電站的組件成本有所下降，但降幅有限。行業(yè)一線人員透露，由于電站的優(yōu)質建設資源內卷，一般情況下業(yè)主無法吃滿組件降價紅利。

從收益端看，光伏電站的重資產投資屬性，導致的超長回本周期和高昂的資金費用，讓受分時電價影響深遠的發(fā)電收益風雨飄搖。在這一背景下，本就不夠美觀的分布式光伏電站投資回收前景需要重新評估。

作為中國未來光伏產業(yè)的半壁江山，分布式光伏如何破局？

開藥方

在整縣開發(fā)政策的推進下，電力央國企、光伏組件巨頭，甚至燃氣企業(yè)和地方城投魚貫而入，分布式光伏裝機量飛速增長。

2月28日，國家能源局發(fā)布2023年光伏發(fā)電建設運行情況，2023年新增并網容量21630萬千瓦，其中集中式光伏電站12001.4萬千瓦，分布式光伏9628.6萬千瓦，分布式光伏新增裝機是2022年的1.8倍。

地方政府扎堆上馬使得電網容量和安全難以負擔。去年中旬，國家能源局開展分布式光伏接入電網承載力及提升措施評估試點工作，對6省開展分布式光伏剩余可接入電網容量摸底。

根據國家能源局《分布式電源接入電網承載力評估導則》（DL/T 2041-2019）（以下簡稱《導則》），電網承載力等級，由低到高分為綠色、黃色、紅色三類區(qū)域。對于標記紅色的區(qū)域，如果再接入新的電源，將會影響電網安全穩(wěn)定運行，暫不接入新的電源。標記黃色的區(qū)域，已經出現了發(fā)電功率倒送，如果接入新的電源存在影響電網安全穩(wěn)定運行的可能性，需暫緩分布式電源接入，若評估分析通過可正常接入。標記綠色的區(qū)域，分布式電源可以正常接入。

半年后，試點省份公布了本省接入電網承載力評估結果，公開資料顯示，除浙江外，廣東、山東、河南等剩余省份均出現了并網困難的情況。

針對電網薄弱、容量耗盡的事實，各省均開出了自己的“治療藥方”，一方面要求規(guī)范分布式光伏發(fā)展，開展技術論證，明確相關技術路線、框架方案，對配電網實施技術改造，擴大屋頂光伏可調節(jié)規(guī)模，提升調節(jié)能力，滿足大電網調控需求，另一方面調整分時電價，將光伏大發(fā)時刻改為谷價，緩解消納壓力。

山東、江西、河南等地均規(guī)定優(yōu)先發(fā)展綠區(qū)，在電網承載能力得到改善前，暫停、暫緩紅區(qū)新增項目接入，但并沒有一刀切，給予了紅、黃區(qū)一定發(fā)展空間。

例如近期江西省能源局發(fā)布《關于進一步推進屋頂分布式光伏健康有序發(fā)展的通知》規(guī)定：電網企業(yè)要定期組織開展以縣域為單位的屋頂分布式光伏承載力評估和可接入容量測算，明確本地區(qū)屋頂分布式光伏發(fā)電可開發(fā)空間規(guī)模及消納風險預警，優(yōu)先支持綠色區(qū)域內屋頂分布式光伏項目的建設，但不應將預警信息作為限制項目開發(fā)的依據，紅色、黃色區(qū)域允許項目納入建設規(guī)模并引導企業(yè)謹慎開發(fā)。

上月，遼寧省發(fā)展改革委、省電力公司發(fā)布的《關于規(guī)范發(fā)展分布式光伏的通知》中提到，按照《導則》評估為黃色、紅色等級的受限地區(qū)，對于已建成和已開工項目，電力公司應采取措施，應接盡接；對于已備案未開工項目，電力公司告知暫緩建設；未備案項目，由相關審批部門告知暫緩備案，等待電網承載力改善后再繼續(xù)備案工作。

中國光伏行業(yè)協會副秘書長劉譯陽在接受媒體采訪時表示，紅區(qū)雖然整體消納能力不足，但其中的一些單點可能仍有接入能力，因此完全暫停紅區(qū)項目并不是一個明智之舉。

建設儲能等調節(jié)電源也是重要的解決方案。山東省發(fā)布的《推進分布式光伏高質量發(fā)展》的通知提到：各市能源主管部門要針對分布式光伏接入存在困難的區(qū)域，分析研究獨立儲能、常規(guī)電源靈活性改造、新增調節(jié)電源、終端電氣化水平等對分布式光伏接網能力的影響，提出針對性的解決措施，切實提高分布式光伏接入承載能力。其中山東棗莊規(guī)定明確按照分布式裝機容量的15%—30%，時長2—3小時配置儲能。

河北省則要求容量為零的縣（區(qū)）或超出容量申報的項目，需安裝電網遠程調控裝置、配置儲能（冀北電網和南網分別按照20%、15%比例配置，時長不低于2小時）、承諾參與調峰。

山東、福建等地已經率先實踐臺區(qū)（一臺變壓器的供電范圍或區(qū)域）配置儲能示范項目來應對分布式消納的壓力；此外，聊城、德州等地也在探索將分布式光伏電站集中匯至一臺或幾臺專用升壓變壓器，并入10千伏或35千伏等電網中壓區(qū)，實現“集中匯流”以促進消納。

天合光能產品及市場總監(jiān)唐正愷表示：區(qū)域性電網容量有限，分布式光伏要積極主動配合電網，階段性的電網不適配，我認為是暫時的，儲能無論從長期看還是短期看都是好的解決方案。

不過，唐正愷指出：“各地政府的政策變化的確是很快的，會導致之前開發(fā)的電站沒有料到這些因素使得電站投資收益率會下降一些，這是作為電站開發(fā)來說會比較難受的一個點。”

不賺錢

除了配儲、集中匯流等政策調整可能導致投資收益率下降，電站自身的發(fā)電收益也值得懷疑。

在各大企業(yè)的財報中，自持光伏電站發(fā)電一欄的毛利率永遠居高不下，動輒50%的毛利率吸引著投資者的目光。然而，業(yè)內人士卻常用雞肋來形容這項業(yè)務，超長的回本周期、隨電價波動的收益，以及日漸高漲的資金費用等問題都是獲利的絆腳石。

運營電站的超高毛利率更像是企業(yè)無意間設下的障眼法。毛利率的計算公式為營業(yè)收入減營業(yè)成本，再用差值除營業(yè)成本。光伏電站的營業(yè)收入構成較為簡單，一般為燃煤機組標桿上網電價。當然，如果是2021年以前建成的電站，營業(yè)收入還要加上補貼。

障眼法的關鍵在營業(yè)成本，光伏電站屬于固定資產投資，運營企業(yè)為了計算方便，把建設投資的成本平攤到了未來20年，以折舊的形式體現。

以天合光能在2022年年報中的數據來看，其光伏電站年折舊率為4.5%。計算方法為1減去殘值率然后除去折舊年限。殘值率直觀反映了固定資產的價值剩余，可以簡單理解為殘值率越高，年折舊率越低，固定資產的價值剩余就越高。

如果收益率是障眼法，那么實際情況如何呢？以下三組電站均采用了全額上網的方式，其中安徽的某分布式電站裝機容量4.1MW，發(fā)電量、上網電量以及結算電量均為417.3萬千瓦時，電費收入211.41萬元，而補貼收入250.08萬元。

盡管最終收益可觀，但如果按照600w的組件計算，此電站需要6833塊光伏組件還多，僅以當前0.9元/瓦組件價格，計算光伏組件成本則需要369萬元。要知道，組件成本往往在電站的建設總成本中占比不足一半，此電站的建設成本起碼在730萬元以上。此外，結合電站的補貼收入可以敲定，此電站建成時間在2021年之前。彼時組件功率較低，需要數量更多，且價格遠超過當前的0.9元/瓦，因此即便計算補貼投資回收周期依舊很長。

當然，經營電站的毛利率能夠反映影響收益的幾項因素。決定毛利率大小的賣電收益企業(yè)幾乎無法掌控，要卷只能卷固定資產投資中的建設成本和資金成本。

值得慶幸的是，天合光能這類電站運營企業(yè)，由于自產組件，可以在固定資產投資方面降低成本，但不幸的是光伏電站的發(fā)電收益正在下降。隨著裝機量的水漲船高，不少省份在新能源發(fā)電交易價格中引入了峰谷機制。

在2024年10月27日，甘肅省發(fā)展和改革委員會宣布發(fā)布了《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》。該方案細化了新能源發(fā)電價格的調整機制，引入了基于燃煤電價的峰谷分時定價體系。新能源發(fā)電的交易價格將通過將燃煤基準電價乘以不同時間段的系數來確定，其中，峰段時間的系數定為1.5，平段時間的系數為1，而谷段時間的系數則為0.5。此外，該方案規(guī)定各時間段的交易價格不得高于相應的基準價格。

資料顯示，該方案依據《甘肅省發(fā)展和改革委關于進一步完善我省分時電價機制的通知》（甘發(fā)改價格〔2021〕721號），明確了工商業(yè)用戶的峰谷時段。具體劃分為：峰段時間從早上7點至9點，以及傍晚5點至晚上11點；平段時間為晚上11點至次日深夜12點，及凌晨0點至早上7點；谷段時間則為上午9點至下午5點。而光伏能夠發(fā)電的時段幾乎完全沉沒在電價谷段。

盡管分時電價機制旨在更好地引導電力資源的合理配置和使用，卻實實在在傷害了光伏電站短期收益，而這一機制正在全國遍地開花。

另外，隨著光伏電站的發(fā)電量并非恒定不變，因為組件存在光衰現象，電站發(fā)電量會隨著時間下滑，這一定程度也影響著電站的運營收益。而且在收益率計算公式中，經營成本一項除了折舊部分，還包括資金成本。資金成本主要為貸款、融資所需要支付的利息等借款以外的費用。光伏電站開發(fā)需要的資金較多，企業(yè)出于戰(zhàn)略考慮，往往通過高杠桿方式運作電站相關業(yè)務，因此資金成本是企業(yè)的一大心病。

既然雞肋如此，為什么企業(yè)還要自運營分布式電站？一位業(yè)內人士告訴光伏Time：“企業(yè)自持電站前幾年都在回收成本，真正要獲取收益要在若干年后，這是一筆高風險的投資，本身不是特別契合企業(yè)經營邏輯。我認為其根本目的在于擴充固定資產，提高企業(yè)在二級市場估值，以便融資拿錢。”

就近消納，還是全額上網

根據彭博新能源財經（BNEF）去年中旬發(fā)布的《新能源市場長期展望：中國》，中國要到2050年實現凈零排放的同時保證全球升溫不超過2攝氏度，光伏、風電累計裝機容量屆時將超過67億千瓦。

西部的戈壁、沙漠等地區(qū)雖然空間廣闊，但與用電端距離太遠，集中式風光大基地面臨消納難題，發(fā)展分布式光伏便成為拓展增量空間的關鍵。

清華大學建筑節(jié)能研究中心、中國建筑設計研究院有限公司與自然資源部衛(wèi)星信息研究所數據顯示：中國城鄉(xiāng)屋頂資源約412億平方米，考慮屋頂實際安裝難度等各種情況，中國屋頂面積可滿足28億kW的分布式光伏電站建設要求，可發(fā)電4.18萬億kW·h，超過2050年凈零情景下70%的風光發(fā)電裝設容量。

作為未來光伏產業(yè)的半壁江山，分布式光伏應該扮演何種角色？

根據2013年7月國家發(fā)改委出臺的《分布式發(fā)電管理暫行辦法》，分布式發(fā)電是“在用戶所在場地或附近建設安裝、運行方式以用戶端自發(fā)自用為主、多余電量上網，且在配電網系統(tǒng)平衡調節(jié)為特征的發(fā)電設施或有電力輸出的能量綜合梯級利用多聯供設施。”

但由于我國居民可支配收入少，用電負荷低，全額上網的模式更為合算。

比如，國網山東經研院數據顯示：作為整縣開發(fā)試點縣最多的省份，山東分布式光伏裝機中自然人分布式占比接近三分之二，全額上網的分布式光伏裝機占比77%。

而山東自然人分布式光伏戶均裝機容量超過20千瓦，遠大于戶均用電負荷，導致村用配電設施無力承載。

因此，河南、安徽等省份均發(fā)文鼓勵戶用光伏“自發(fā)自用、余電上網”、工商業(yè)光伏“全部自發(fā)自用”。

兩會期間，更有人大代表呼吁盡快出臺分布式光伏規(guī)范發(fā)展政策。全國人大代表、國網江蘇泰興市供電公司六級職員張強指出：當前，部分開發(fā)商假借分布式開發(fā)之名，行集中式開發(fā)之實，鉆政策空子，資本與民爭利，引發(fā)行業(yè)及市場亂象，損害國家、群眾及其他市場主體權益，擾亂供電營業(yè)秩序。

“居民自建、自發(fā)自用、小散分布”是國家對屋頂光伏的發(fā)展設計初衷，考慮其民生屬性，配套賦予了自然人報裝免稅、不承擔系統(tǒng)調節(jié)責任、上網電量保障性收購等扶持政策，但目前居民光伏的開發(fā)運轉已與之背離，主要表現為“商業(yè)開發(fā)、租賃屋頂、全額上網”，以泰興地區(qū)為例，目前低壓光伏14112戶，全額上網11888戶，占比超80%，整體規(guī)模已超越集中式光伏，成為新形態(tài)的聚合電廠、事實上的商業(yè)主力電源。

有專家指出：因為分布式光伏市場化交易機制仍不完善，分布式光伏發(fā)電雖然享受電網備用但沒有承擔相關成本，過網費缺少輸配電價中的交叉補貼、政府基金和附加，這就導致從開發(fā)規(guī)模、運作形態(tài)、商業(yè)屬性看，屋頂光伏與集中式光伏沒有實質差異，但兩者權責地位不對等。

他建議：精準認定屋頂光伏項目性質，杜絕項目開發(fā)以分布式之名、行集中式之實。推動出臺光伏項目認定細則或標準，明晰各類光伏項目界定，通過投資主體甄別戶用分布式戶用光伏和商業(yè)集中電站，必要時在光伏備案時增加光伏組件采購合同、工程主體施工合同、后期運維管理單位確認單等資料，將“偽自然人開發(fā)”的商業(yè)屋頂光伏項目，全部納入集中式光伏管理范疇，確保國家稅收政策準確執(zhí)行、補貼精準到位、電網調峰責任公平分擔。

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