1 分布式光伏行业：经济性驱动下，全国多点开花
1.1 分布式光伏发展：补贴走向平价，经济性为王
分布式光伏主要指利用闲置屋顶等资源，在用电负荷侧附近建设，所发电量以就地消纳为 主，剩余电力上传电网的光伏发电设施，与集中式光伏相对应。分布式光伏一般接入低于 35kV 及以下电压等级的电网，根据所用屋顶的类型，具体分为户用系统、工商业系统及农 /林/渔光互补分布式光伏，其中户用和工商业占主要地位。
分布式光伏发展：由补贴驱动走向经济性驱动。 我国分布式光伏发展至今大致可以分为四个阶段： （一）初始投资补贴萌芽阶段（2006-2012）：2006 年我国正式实施可再生能源法，分布式 光伏建设进入初始投资补贴阶段。面对建设初期体制尚不成熟、产品质量问题突出等现象， 2008 年国家启动“金太阳工程”与“光电建筑应用示范工程”促进分布式光伏发展。 （二）第一轮爆发阶段（2013-2017）：2013 年 8 月，国家发改委明确了分布式光伏补贴政 策，推出了 0.42 元的度电补贴，分布式光伏迎来首个爆发增长期，2014 年新增分布式装 机 2.1GW，同比增长 156%。2016 年后，随着光伏行业快速发展、技术成本大幅下降，国家 下调了光伏电站标杆电价，但分布式光伏补贴强度仍然维持原有水平，叠加分布式光伏项 目不受指标限制、备案程序更简单、电压等级更低，分布式光伏再次迎来爆发式增长，2017 年新增分布式装机 19.4GW，同比增长 360%。 （三）理性重建阶段（2018-2020）：2018 年分布式光伏补贴开始退坡，同时“531 新政” 限制补贴项目额度，2018 年下半年至 2019 年分布式光伏装机量显著下降。 （四）市场化驱动阶段（2021 年至今）：2021 年光伏发电实现全面平价，光伏装机增长由 政策驱动转向市场驱动，光伏行业快速发展。同时，国家能源局分别于 2021 年 6 月 20 日 和 9 月 8 日下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》与《关 于公布整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点名单的通知》，“整县推进”政策下发后， 以国家电投、国家能源集团为首的多家央国企纷纷下场抢夺分布式光伏资源，分布式光伏 装机在组件价格高位下维持高速增长。
成本大幅下降、经济性提升是分布式需求看涨的核心逻辑。 平价上网时代，经济性成为驱动分布式光伏发展的关键因素。据中国光伏行业协会，2022 年全投资模型下分布式光伏发电系统在 1800 小时、1500 小时、1200 小时、1000 小时等 效利用小时数的 LCOE 分别为 0.18、0.21、0.27、0.32 元/kWh，2023 年组件成本显著下 降，LCOE 进一步下降。目前国内分布式光伏在山东、河北、河南、浙江等光照资源充足的 华东、华北省份具有较高经济性，随着组件价格下降，在重庆、两广等华南地区经济性也 显著提升。 我国工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、 电网接入、屋顶租赁、屋顶加固、一次设备（箱变、开关箱以及预制舱）、二次设备（防 孤岛保护装置、电能质量在线监测装置）等部分构成，与集中式系统相比，分布式系统可 以节省升压设备投资，且建安费用低，项目收益率更高。据中国光伏行业协会统计，2022 年我国集中式光伏系统初始投资成本 4.13 元/W（对应组件价格约 1.94 元/W），工商业分 布式光伏系统初始投资成本为 3.74 元/W，较集中式项目降本 0.39 元/W。 2023 年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，我们预计 2024 年我国工商业分布式 系统初始投资成本下降至 2.75 元/W（对应组件价格 0.9 元/W），组件成本大幅下降有望支 撑 2024 年分布式光伏系统初始投资及 LCOE 显著下降，从而进一步拉动分布式光伏装机需 求增长。
1.2 分布式装机分布：由北及南，多点开花
2021 年分布式光伏受“整县推进”政策驱动新增装机首次超过集中式光伏，2022 年在组 件价格高位背景下，分布式需求因价格承受能力较强维持高速增长，全年新增分布式光伏 装机 51.1GW，同比增长 74.5%，占全年新增装机 58.5%。2023 年分布式装机继续维持高 增，前三季度分布式光伏新增装机 67.1GW，同比增长 90%，装机占比达到 52%。 从分布式光伏装机结构看，工商业、户用两分天下。 2020 年以前新增分布式装机以工商业项目为主，2017、2018 年受益于补贴推动，工商业 分布式装机高速增长。2021 年“整县推进”政策带动下，户用分布式装机爆发式增长。 2021 年 10 月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革》，提出 取消工商业目录销售电价，推动工商业用户进入电力市场直接购电，在此影响下，各省电 网代理购电价格总体呈持续上涨趋势，工商业主安装光伏意愿大幅加强，2022 年以来工 商业分布式光伏装机大幅增长。 2022 年工商业分布式新增装机 25.9GW，同比增长 235%，占分布式新增装机 51%，占光伏 新增总装机 30%；户用分布式新增装机 25.3GW，占分布式新增装机 49%，占光伏新增总装 机 29%。2023 年前三季度工商业分布式新增装机 34GW，同比增长 82%，占分布式新增装机 51%，光伏新增装机 26%；户用新增装机 33GW，同比增长 99%，占分布式新增装机 49%，光 伏新增装机 26%。 截至 2023 年三季度末，分布式光伏累计装机 225.3GW，占光伏总装机比例为 43%，其中工 商业分布式 120GW、占比 23%，户用分布式 105GW、占比 20%。
从装机区域分布看，经济性提升背景下，南移趋势明显。 从分布式光伏累计装机看，截至 2023 年三季度，我国分布式装机主要集中在山东、河南、 浙江、江苏、河北等华东及华北省份，前五大分布式装机省份合计装机占比超过 60%。
山东省凭借光照资源充足、人口基数大、用电需求高等因素，2021 年户用光伏市场率先爆 发，全年户用光伏装机占全国分布式新增装机约 30%。 2022 年受大规模停产限电以及电价上升影响，工商业项目业主光伏系统安装意愿增强， 工商业分布式光伏装机大幅提升，主要集中在长三角、珠三角、东部沿海等工商业用电大 省，浙江、江苏、山东、广东等地区工商业光伏装机量快速增长。户用方面，2022 年虽有 户用光伏补贴取消、光伏组件价格高位等因素影响，但在“整县推进”政策驱动下，户用 光伏新增装机量继续增长，其中河南、河北、山东等光照资源充足地区凭借收益率优势户 用装机快速增长。 2023 年以来，河南、山东、江苏、浙江等传统分布式主力省份新增装机持续增长，在电价 上涨、组件价格不断下行的背景下，分布式光伏系统安装成本下降、收益率显著提升，安 徽、福建、湖南、湖北、广西等南方地区分布式项目收益率逐步达到投资方要求，分布式 装机量快速提升，分布式装机分布呈现地域南移、多点开花的趋势。
据北极星光伏网统计，2023 年 1-11 月国内整县分布式光伏电站 EPC 招标项目主要分布在 云南、广西、湖南、河南、广东等 22 个省份，其中云南、广西、湖南、广东等南部省份 招标量位居前列，南移趋势明显。
1.3 分布式开发：多方参与，形式多样
分布式光伏电站售电模式分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”两类，“自发自用” 比例越高收益率越高。 1）工商业分布式光伏系统主要采用“自发自用、余电上网”模式，电站建成后所发电量 优先按照大工业电价乘以约定折扣出售给屋顶资源业主使用以获得较高的度电收入，若屋 顶业主使用后尚有余电，则可将多余电量按当地燃煤标杆上网电价出售给电网公司获得收 益。2）户用分布式光伏系统多采用“全额上网”模式，发电量全部按照燃煤标杆上网电 价出售给电网公司。 从收益率角度看，由于自发自用电价（工商业用电价*折扣）高于燃煤标杆上网电价，目 前“自发自用、余电上网”模式收益率更高，其中屋顶业主自发自用比例越高收益率越高。
目前分布式光伏电站建设开发的参与方主要包括业主方、开发方、持有方、工程方四类： 1）业主方：厂房使用人和用电方（全额上网情况除外），主要包括各类实体企业、农户与 公共机构。 2）开发方：连接业主与资本方、工程方等，普遍与持有方、工程方存在交集；目前开发 方主要有品牌开发商、发电集团、零散拼装商等。 3）持有方：光伏电站资产的实际持有单位，可以获取光伏发电收益，目前有业主方自持、 发电集团持有、金融资本持有三类。 4）工程方：光伏电站的实际施工建设单位，包含纯工程队（仅负责项目施工建设）与 EPC 总包单位两类。
按照持有形式划分，分布式光伏电站主要分为业主自持和运营商持有（屋顶租赁）两类模 式。 业主自持模式：一般针对小型工商业，企业自主投资光伏电站，由 EPC 企业建设施工，光 伏电站产生的电量优先供给企业自身使用，余电上网收入归业主所有。 运营商持有模式：主要针对大型工商业，运营商投资持有光伏电站后并获得上网电价收益， 业主将自身屋顶资源提供给运营商，可优先以折扣电价使用电站产生的电量，或者获得运 营商支付的屋顶租金。
按照开发形式划分，光伏电站开发可分为传统 EPC 模式、新 EPC 模式、BT 模式、产品+服 务模式等。 1）EPC（Engineering Procurement Construction）模式：又称设计、采购、施工一体化 模式，指在项目决策阶段以后，经招标委托一家工程公司对设计、采购、建造全过程进行 总承包。 2）项目管理承包 PMC（Project Management Consultant）模式：指项目管理承包商代表 业主对工程项目进行全过程、全方位的项目管理，包括工程的整体规划、项目定义、工程 招标、选择 EPC 承包商，并对设计、采购、施工、试运行进行全面管理，一般不直接参与 项目的设计、采购、施工和试运行等阶段的具体工作。 3）BT（Build-Transfer，建造-转让）模式：通常是民企进行开发建设，项目建成前收购 方对项目的参与度较低且没有股权介入，项目建成后将股权转让。 4）融资租赁模式：业主与金融机构签订租赁合约，金融机构作为出资方，EPC 企业负责前 期资源开发、工程建设以及后期运维。在租赁合约期内，业主按照租赁合约支付租赁费用 给金融机构，金融机构享受电费收入；租赁期满后业主按照合约规定回购屋顶电站，业主享有电费收入。
1.4 分布式光伏需求空间广阔
光伏+应用场景不断拓展，打开成长空间。分布式光伏发电系统形式灵活多样，可有效推 动各地区、各行业的可再生能源替代和“双碳”进程，“光伏+”给予分布式光伏更多的发 展空间。 如在光伏+交通领域，由于一般城市轨道交通配置有大面积停车场、车辆段、地面及高架 车站、高架区间、地面出入口等，具有应用光伏发电系统的广阔空间。近几年来，光伏与 交通领域的融合发展政策上得到了鼎力支持，中央到地方相继出台了一系列政策大力支持 光伏+交通建设。2023 年 6 月 15 日上海市交通委员会、上海市发展和改革委员会联合发 布《上海交通领域光伏推广应用实施方案》，明确了 9+8=17 类“光伏+”示范工程以及典 型应用场景。此外，通信、农业、渔业等领域也已经成为分布式光伏的主要应用场景。
截至 2023Q3 全国户用光伏累计装机 105GW，我们测算我国户用光伏市场潜力在 1288GW 以 上。 当前户用光伏渗透率仅为 8%，随着组件成本下降，更多上网电价较低地区经济性将提升， 国央企的加入进一步加快户用光伏开发速度，我们预计户用光伏重点开发区域将从东部省 份逐步向南部、西部省份转移。假设 2025 年全国平均户用光伏渗透率达到 18%，对应 2024- 2025 年国内户用装机潜力约 123GW，年均装机量 62GW，预计 2024-2025 年分别为 55+/70+GW。
根据中国建筑业协会数据，目前我国存量工业、商业竣工面积分别为 67、34 亿平米，每 年新增工业、商业竣工面积分别为 5、2.5 亿平米，按照工业屋顶面积=竣工面积/2、商业 屋顶面积=竣工面积/5 测算，我们预计国内工商业光伏市场潜力在 900GW 以上，现阶段工 商业光伏渗透率仅为 13%。 根据整县推进政策要求，到 2025 年党政机关建筑、公共建筑、工商业厂房、农村居民屋 顶总面积安装光伏发电比例分别不低于 50%、40%、30%、20%，假设 2025 年全国存量工商 业光伏渗透率 23%、新增工商业光伏渗透率 50%，对应 24-25 年国内户用装机潜力约 150GW， 年均装机量 75GW，预计 24-25 年分别为 65+/85+GW。
2 并网：集中汇流解决接入空间不足
2.1 问题：低压端承载能力受限，配电网接入容量空间减少
光伏发电成本较低，但具有随机性、波动性等特点，近年我国分布式光伏装机规模快速提 升，随着光伏发电渗透率提高，分布式光伏配变反送重过载和用户过电压等问题逐步凸显， 新增分布式装机项目并网消纳面临新的挑战。 过电压指的是电力系统中出现的对绝缘有危险的电压升高，分布式光伏渗透率提升增加了 配电网系统过电压风险，一方面，分布式光伏设备质量差异较大，容易出现逆变器变压不 稳，导致电压偏高；另一方面，光伏发电高峰时段（如 10 时至 14 时）台区负荷低也会造 成台区电压偏高。 光伏反送电（Photovoltaic Power Backfeeding）是指将太阳能发电系统产生的电能通过 逆变器反向注入电网中，从而实现向电网供电。我国户用光伏主要安装在农村，农村用电 负荷相对较小，户用光伏大多直接接入 380V 电压的村用变压器，若变压器范围内的负荷 小于接入该变压器承载的光伏功率，剩余功率就通过变压器传输到上一级 10kV 配电网上； 若 10kV 配电网的用电负荷小于接入的光伏功率，就需要通过变压器将剩余功率反送到 110kV 电压等级的配电网，造成光伏配变反送电问题。
随着户用光伏装机容量增加，110kV 及以下配电网接入容量的空间越来越小，部分地区变 压器容量不够，部分地区变压器容量够但负荷较少难以消纳导致出现输电网返送电及过电 压问题。如山东、河北等省份电网公司要求用户光伏的接入上限为村级变压器的 80%，导 致部分地区出现光伏系统安装完毕、但受变压器容量限制无法并网的情况。 2021 年 9 月 14 日，国家能源局对于“分布式光伏已超局部电网的承载能力，如何规范光 伏安装”的咨询予以答复，其中部分回复意见：“电网企业应充分考虑分布式光伏大规模 接入的需求，加强配电网升级改造，努力做到应接尽接。”按照国家能源局发布的《分布 式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T2041-2019），“因分布式电源导致 220kV 及以上电 网反送电的，评估等级为红色，应在电网承载力未得到有效改善前，暂停新增分布式电源 项目接入”。2022 年 9 月，河北省发改委发布《关于加强屋顶分布式光伏发电管理有关事 项的通知》，指出部分地区存在配电变压器超容量接入等问题。 为应对日益凸显的分布式光伏并网消纳问题，2023 年 6 月，国家能源局发布《开展分布 式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙 江、广东、福建 6 个试点省份选取 5-10 个试点县（市）开展试点工作，将低压配电网承 载能力按照良好、一般、受限划分接网预警等级。 从已经发布分布式光伏接网承载力评估的省份情况看，多地已经出现分布式光伏接网困难 情况：1）广东省已经有 11 个县已经无可接入容量，13 个县的接入空间少于 50MW；2）福 建省 10 个试点县中 4 个县已经无承载力，剩余容量仅为 0.98GW；3）山东省有 53 个县 （市、区）分布式光伏接网困难；4）黑龙江省有 81 个区域接网困难，占比 64.8%，全省 剩余分布式可并网容量约 2GW；5）河南省 18 地市可开放容量约 7.76GW，省内大部分区域 承载力评估等级为红色、黄色，需要储能装置方可并网；6）浙江省试点县（市、区）接 网压力暂时较小，仅将江山市的低压配网接网预警等级评定为一般。
由于并网消纳空间不足，湖北、湖南、河南、辽宁等多地发文对分布式光伏市场进行整顿， 整顿期间暂停项目的备案、并网工作。据统计，目前全国有超过 13 个省或下属的县出台 加强分布式管理的政策文件，整顿内容主要集中在 4 个方面： 1）加强备案管理，将企业租用农户屋顶开展的户用光伏项目，以企业名义备案，纳入工 商业分布式管理；“全额上网地面分布式”纳入地面电站管理； 2）梳理低压配电网可安装分布式规模，消纳压力大的地区暂停备案； 3）分布式光伏配置储能； 4）10kV 以上参与调度、调峰，参与市场化交易。
从并网端看，目前缓解分布式低压端并网空间不足有以下方案： 1）配电网改造提升配电容量，近年配网侧电网投资缓慢增加，部分地区已开始进行配网 侧变压器升级改造。 2）集中汇流+共享储能，将现有在 380V 电压等级的消纳扩大到 10kV 的电压等级范围，解 决变压器容量不足、消纳不足的问题。
2.2 方案：集中汇流提高电网承载能力
“集中汇流”是指对一定区域内的农户进行整合开发，根据屋顶大小和集中程度选择合适 容量的逆变器进行配置，将一定区域内所有光伏项目集中汇流至一台或几台专用升压变压 器升压后，接入高压并网点（如通过 10kV 线路并入电网）。
分布式光伏“集中汇流”模式最早的实践落地是在 2021 年 11 月，山东德州市张家庙村村 民将屋顶租赁给开发集团，企业出资建设光伏组件、低压汇集线路、升压变压器，全村 112 个光伏项目共 3MW 被分成 7 个单元，所发电能集中汇流后分别并入 7 台专用升压变压器， 通过 10 千伏线路并入电网。随后在山东省淄博市、山东省诸城市、山东省济南市等多个 地区推广。 与传统模式相比，集中汇流模式具有多方面优点，主要解决低压端并网空间及消纳能力不 足的问题： 1）利用 10kV 线路空间并网，实现台区和线路增容，解决低压端承载力不足的问题；同时 可以利用更大范围内的负荷需求进行消纳，一定程度上缓解了传统模式下低压端消纳不足 造成配电变压器反向重过载等问题。 2）有效解决电网电压升高、电能质量差等问题：传统模式下，分布式光伏基本以低压 380V 和 220V 并网，地点分散、并网点多、随机性强，仅具备一套逆变器孤岛保护，且时常为 提高发电效率而提高逆变器输出电压，造成台区电压质量不合格；而“集中汇流”模式分 别在逆变器、光伏智能断路器、配电箱设置孤岛保护，降低了停电检修反送电的风险，且 通过汇流变压器自动调挡功能，保障输出电压稳定合格。 3）集中汇流后可配置共享储能，集中汇流后的光伏系统可配储、可控、可调和参与市场。
由于“集中汇流”模式并网电压更高，对相关设备选型具有更高的要求，一定程度上增加 了光伏系统建设成本： 1）新增投入：与传统模式相比，电站开发企业需要投资低压汇集线路、升压变压器（传 统模式仅需配电变压器）、高压开关柜（传统模式仅需低压开关柜），同时增加电缆、汇流 箱等设备投入； 2）设备选型：由于电压等级和适用范围的不同，10kV 并网的光伏发电系统在设备选型、 电缆截面等方面要求更高； 3）逆变器选择：10kV 并网的光伏发电系统需要选择 10kV 的逆变器，而 380V 并网的光伏 发电系统仅需选择 380V 或 220V 的逆变器； 4）部分“集中汇流+储能”模式需要增加储能设备投资。 “集中汇流”模式对项目规模要求较高，一般要求 3MW 以上，因此主要为专业开发企业实 施，目前案例中，开发企业与当地供电公司、政府协作开发，成本主要由开发企业承担， 部分供电公司承担变压器容量扩建成本。该种模式虽一定程度上提升开发成本（据调研， 约提升成本 0.5-0.6 元/W），但对开发企业来说，“集中汇流”模式可在接近饱和的市场中 开发出新的并网区域，一定程度上创造新的需求，该部分成本增加目前尚在可接受范围内。 2023 年 11 月 30 日，江西省能源局印发《关于进一步推进屋顶分布式光伏健康有序发展 的通知(征求意见稿)》，就电网承载消纳能力与发展不匹配等问题给出针对性要求。本次 通知明确指出“优先支持绿色区域内的屋顶分布式光伏项目的建设，但不应将预警信息作 为限制项目开发的依据”，对各主体提出针对性意见，其中指出开发企业可自主决策是否 在高消纳风险地区进行项目申报及开发，可通过配建储能、集中汇流等措施提高电网承载 能力。
随着“集中汇流”模式成熟推广，有望提高并网容量不足地区的电网承载能力，一定程度 上缓解消纳空间不足的问题，提升分布式并网能力。
3 消纳：经济性支撑+工商业配储缓解消纳压力
3.1 问题：新能源占比提升，加剧消纳压力
电力系统平稳要求发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力保持实时平衡，若不平衡会导致 电力系统无法平稳安全运行，甚至大规模停电。与火电、水电等人为可控、出力稳定的能 源相比，光伏、风电为代表的新能源装机出力具有随机性、波动性、间歇性的特点，且出 力时段与用电负荷匹配度较低，新能源装机大比例提高会导致电力供给与电力需求时间错 配，局部时段存在弃风弃光的问题。 随着新能源占比提升，反映电力系统净负荷（净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力）的 “鸭子曲线”变得更加陡峭。如美国加州地区，随着光伏装机不断增长，白天（鸭腹）净 需求减少，日落后（鸭颈）净需求急剧增加，“鸭子曲线”变为更加陡峭的“峡谷曲线”， 新能源消纳压力加剧。
2023 年我国新增光伏、风电合计装机创历史记录达到约 300GW，占全年新增装机超过 80%， 累计装机占比约 36%，新能源装机占比提升加剧消纳压力。
2023 年全国全社会用电量 9.22 万亿千瓦时，同比增长 6.7%，中电联预计 2024 年全社会 用电量 9.8 万亿千瓦时，同比增长 6%左右，全国统调最高用电负荷 14.5 亿千瓦，比 2023 年增加 1 亿千瓦左右。随着全社会用电量不断增长，用电负荷快速提高进一步导致电力系 统供需不平衡，功率波动问题更加突出。 此外，我国风光装机主要集中在西北、华北等地区，与经济相对发达的中东部地区相比用 电负荷较低，导致用电供给与用电负荷存在空间错位现象，进一步加剧新能源消纳压力。
3.2 分时电价、参与电力现货市场：成本下降提供经济性空间
考虑到新能源装机及发电量占比持续提升，电力系统的综合调节能力是影响新能源持续发 展与消纳的关键，需要推进电力市场化改革、建立适配高比例新能源的新型电力系统。 2015 年国务院印发 9 号文正式启动新一轮电力体制改革，2022 年中共中央、国务院印发 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出目标在 2025 年初步形成全国统 一电力市场体系、2030 年基本建成全国统一电力市场体系。 2023 年以来电力现货市场建设步伐明显加快，9、10 月国家发改委、能源局先后发布《电 力现货市场基本规则(试行)》、《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确电 力现货市场要依序开展模拟试运行、结算试运行和正式运行，为多地现货市场建设明确了 时间表，提出推动分布式新能源上网电量参与市场，探索“新能源+储能”等方式。
随后，围绕完善新型电力系统建设、及以“高比例市场化”为核心的新一轮电改的相关国 家和地方政策密集出台，主要包括：国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用 的通知（征求意见稿）》、广东省能源局下发《关于 2024 年电力市场交易有关事项的通知》 （要求 220kV 以上电压等级并网的风光电站未来全部参与现货交易）、湖北省发改委发布 《关于征求工商业分时电价机制有关意见的通知》（将光伏出力高峰的 10-15 点电价从高 峰调至低谷）、浙江省发改委发布《浙江省电力中长期交易规则（2023 年修订版）》（提出 分布式光伏发电企业与周边用户原则上参与直接交易，也可通过聚合形式参与交易）。 目前各地电力现货市场建设进度不一，第一批 8 个现货试点省份已启动，其中山西、广东 电力现货市场于 2023 年末率先转入正式运行，蒙西、山东、甘肃处于长周期不间断结算 试运行阶段，福建 2023 年底前开展长周期结算试运行，浙江 2024 年 6 月前启动现货市场 连续结算试运行，四川结合实际持续探索适合高比例水电的丰枯水季相衔接的市场模式和 市场机制。第二批 6 家现货试点单位均开展了现货市场试运行，其中湖北、江苏、安徽开 展了短周期结算试运行；辽宁、河南、上海开展了调电试运行。
分时电价：对工商业分布式项目收益率影响可控，有助于发挥光伏经济性优势转移其他灵 活性发电资源。 当前各省对于新能源参与电力现货市场交易的要求不一，但主要集中于集中式光伏项目， 分布式光伏项目并无入市要求： 1） 四川要求优先发电量以外的电量须直接参与市场交易，浙江要求各类发电企业直接参 与交易，广东要求 220kV 以上电压等级并网的风光电站全部参与现货交易； 2） 山东要求参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场， 未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）10%的预计当期电量参与现货 市场；辽宁要求 2024 年除分布式新能源、结算电价（不含财政补贴）高于煤电基准价 的风电机组外其他项目原则上均参与；甘肃对新能源发电企业年度成交电量占比提出 要求； 3） 江苏、河南、湖北、福建、安徽、江西等省份以平价项目自愿参与为主。 工商业分布式项目中“自发自用”部分按照用户侧峰谷电价结算，峰谷电价调整一定程度 上影响工商业分布式项目收益率。近期山东、浙江、江苏、河北等分布式装机大省逐步调 整峰谷价格对应的时段，如山东省将 11-14 点电价调至深谷，浙江省将 11-13 点电价调至 低谷。
将光伏主要出力时段设为低谷电价有助于转移该时段其他灵活性发电资源、提升消纳能力， 是将光伏降本红利向需求端消纳能力提升传导的必要手段。2023 年光伏组件价格大幅下 降带动系统成本下降，2024 年 1 月组件价格已下降至 0.9/W，按照分布式系统初始投资 2.75 元/W 测算，对应 LCOE 已下降至 0.17 元/kWh，仍显著高于目前最低的深谷电价（山 东省 0.2254 元/KWh）,分时电价对工商业分布式项目收益率影响有限。
我们以山东省为例，测算午间实行深谷电价后工商业项目的收益率情况，其中发电及电价 假设如下： 自发自用比例 70%，自发自用电价优惠比例 80%； 山东省脱硫煤上网电价 0.3949 元/KWh；2024 年 2 月山东省尖峰、高峰、平时、谷时、深 谷电价 1.1865/1.0349/0.6807/0.3267/0.2254 元/KWh，根据光伏出力曲线，假设对应发 电比例 13%、0%、25%、25%、38%； 据此假设，分布式等效自用电价约 0.3878 元/KWh，分布式等效电价约 0.3899 元/KWh。
其他核心基本假设如下： 组件价格 0.9 元/W，对应系统单位成本 2.75 元/W； 年有效利用小时数 1200 小时，设备运营 20 年，运营费用率 1.5%； 贷款比例 60%，采用等额还款，贷款期限 15 年，贷款利率 5%。
按照如上假设，测算工商业分布式项目 LCOE 0.17 元/KWh，IRR 18.64%，投资回收期 5 年， 即使在深谷电价调整后仍具有较高的投资收益率。 参与电力市场现货交易：LCOE 下降提供经济性支撑，“全额上网”模式受影响更大。 随着光伏发电规模快速增加，部分省份分布式光伏直接抵消用电需求导致净负荷的“鸭子 曲线”更加陡峭，光伏主要发力时间段电力现货市场竞价愈发激烈，如 2023 年五一假期 期间山东省用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易 累计出现 46 次的负电价。目前分布式按照固定电价结算（“自发自用”部分按照用户侧峰 谷电价结算，“直接上网”部分按照当地燃煤发电机组基准价结算），而参与市场交易的集 中式光伏承担负电价，造成了集中式与分布式项目之间的不公平，中长期看，分布式光伏 逐步参与电力市场交易是新型电改的必经之路。
2023 年光伏产业链供给释放导致组件价格快速下降，目前光伏组件价格较高点已下降 1.08 元/W，对应组件价格、系统成本降幅 55%、28%，按照分布式系统初始投资 2.75 元/W 测算，测算典型东部地区分布式系统 LCOE 较 2023 年初高点已下降约 0.06 元/kWh 至 0.17 元/kWh（利用小时 1200 小时），进一步提升了光伏发电的竞争力。在新能源电力消纳压力 逐步凸显的背景下，这部分成本下降，可以通过高比例配储、或支付火电调峰成本、甚至 以高比例弃光的形式，打开光伏发电广阔的消纳空间，从而支撑装机量的增长。
同样以山东省为例，我们定量分析分布式参与电力现货市场交易对其收益率的影响，这里 考虑上网电价（参与市场化交易后电价下降）、利用小时数（弃光比例提升）两个维度。 对工商业分布式项目（自发自用、余电上网模式），我们仍沿用上文基本假设及“自发自 用”部分电价假设，测算上网电价及利用小时数下降对 IRR 的影响，测算结果如下： 1）电价敏感性分析：在利用小时数为 1200 小时/年的假设下，上网电价自 0.3949 元/kWh 下降至 0.1 元/kWh，对应工商业分布式项目 IRR 下降 9.2 PCT 至 9.4%；即在弃光率未显 著提升的背景下，因“自发自用”部分具有电价优势，在当前系统成本下，工商业分布式 项目可在上网电价大幅下降的背景下仍具有较高的收益率。 2）利用小时数敏感性分析：在上网电价为 0.3949 元/KWh 的假设下，利用小时数自 1200 小时/年下降至 960 小时/年（弃光率提升至 20%），对应工商业分布式项目 IRR 下降 8.1 PCT 至 10.5%；即在上网电价未显著调整的背景下，工商业分布式项目可在弃光率显著提 升的背景下仍具有较高的收益率。
对户用分布式项目（全额上网模式），我们仍沿用上文基本假设，新增屋顶租金假设：屋 顶租赁价格 6 元/平/年，单位面积功率 150W/平，在此假设下，测算户用分布式项目 LCOE 0.20 元/kWh，IRR 15.3%，投资回收期 6 年。 测算上网电价及利用小时数下降对 IRR 的影响，测算结果如下： 1）电价敏感性分析：在利用小时数为 1200 小时/年的假设下，上网电价自 0.3949 元/kWh 下降至 0.32 元/kWh，对应户用分布式项目 IRR 下降至 7%，若继续下降，则较难达到投资 方收益率要求；即在弃光率未显著提升的背景下，户用分布式项目可承受的电价下限约为0.32 元/kWh。 2）利用小时数敏感性分析：在上网电价为 0.3949 元/KWh 的假设下，利用小时数自 1200 小时/年下降至 960 小时/年（弃光率提升至 20%），对应户用分布式项目 IRR 下降 8.7PCT 至 6.6%；即在上网电价未显著调整的背景下，户用分布式项目在弃光率显著提升至 20%时 仍具有可接受的收益率。
通过对典型东部地区的敏感性分析，组件价格下降带来的经济性提升为分布式采用分时 电价、后续参与电力市场化交易、甚至提升弃光率提供了较大操作空间，可一定程度上缓 解当前面临的消纳问题。 但在此过程中，仍面临较多问题，需要开发企业、电网企业、地方政府多部门协调探索： 1）需要考虑新老项目差异性：上述经济性测算仅针对建设成本已大幅下降的新增项目， 对于前期已建设完成、且建设成本较高的存量项目，采用分时电价、进入电力现货市场、 提升弃光率等将会较大程度降低其收益率，相关政策推行时，应全面考虑新老项目差异， 针对新老项目提出不同的方案。但考虑到早期分布式项目具有补贴，退补后部分项目享受 了较高电价，此部分项目建设初期收益率也在较高水平，预计部分项目已收回大部分成本。 2）积极推广绿证等多样化收入：光伏项目参与电力现货市场后电价不确定性较大（如部 分时段可能出现负电价），收益端不确定性将影响新增项目建设的积极性，因此，一方面 参与电力现货市场需要分步推进，同时可通过绿证交易等配套措施提升新能源发电资源的 盈利能力。
3.3 工商业储能：系统价格下行、峰谷价差拉大显著提升经济性
随着光伏装机占比及电量占比提升，近年部分地区因消纳困难出现限电问题： 2023 年 1 月，山东省能源局、国家能源局山东监管办公室联合下发《关于做好 2023 年春 节及全国两会期间电力供应保障工作的通知》，提出按照“先整站控制后平滑调节、先集 中式后分布式、先非户用后户用"原则，做好春节期间新能源调峰工作；部分地级市随后 给项目公司下发了《春节期间低压分布式光伏参与调峰告知书》，指出春节期间电网已无 法满足新能源全额消纳需求，需安排压分布式光伏参与调峰，全省统一调峰时间为国家发 改委 1 国家发改委月国家发改委 19 国家发改委日 0 国家发改委时至 1 月 28 日 0 时共计 9 天。2021、2022 年春节期间山东也曾发过类似文件。 近期河南户用分布式光伏项目也出现限电，河南电力新安县供电公司给用户发送信息通知 称，近期全省新能源消纳供需失衡，存在发电量大于用电量的情况，计划安排低压分布式 光伏用户参与调峰。 在此背景下，可使用工商业储能系统帮助分布式调峰。工商业储能为用户侧储能，主要有 峰谷电价套利、提升供电可靠性、改善分布式光伏消纳等作用。
2023 年以来国内光伏项目大量并网使得不少省份电网消纳压力陡增，多个省份开始对分 布式光伏要求配储，未来新能源项目配置更高比例储能已成为必然的发展趋势。
当前国内工商业储能主要受经济性驱动，峰谷价差套利是国内工商业储能最主要的盈利 来源。工商业储能系统将电力储存在电池中，通过在低谷期购买电力、在高峰期将其出售 获得收益。除了峰谷价差套利外，国内工商业储能的盈利来源还包括参与电网调节，包括 需求侧响应、需量管理、辅助服务等。
2022 年至今各地工商业储能政策密集发布，地方招商产业需求较为旺盛。目前工商业储 能补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，1）容量补贴整体在 100-300 元 /kw；2）放电补贴标准 0.2-0.8 元/kwh；3）投资补贴比例在 2%-20%，单个项目补贴限额 在 30-500 万元。
储能系统价格下行、多地峰谷价差拉大使得工商业储能经济性大大增强。 2023 年以来碳酸锂价格下降带动储能系统中标价格不断下行，2h 储能系统中标均价由 23 年初的 1.47 元/Wh 下降到 24 年初的 0.74 元/Wh，同比下降约 50%。此外，2023 年全国峰 谷价差相较去年呈现持续扩大的趋势，特别是近期进入夏季用电高峰后，共有 20 省市（去 年同期 15 省市）开始执行尖峰电价，超九成地区峰谷价差环比增大，其中广东、湖南、 海南、重庆、上海峰谷价差超过 1 元/kWh，进一步扩大工商业储能盈利空间。
根据测算，“两充两放”模式下储能收益率普遍较高，目前浙江、广东、江苏、重庆、海 南、安徽、上海、湖南、湖北、河南、陕西等省市可在理论上实现储能电站每天“两充两 放”，其中东部省份因工业用电需求高、峰谷价差更大，工商业储能收益率及投资积极性 最高。根据中关村储能产业技术联盟统计，2023 年 6 月份全国备案的工商业储能项目中， 江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到 81%。随着储能成本下降，更多地区的工商业储 能项目将具备经济性。
此外，山东工商业储能电站虽然只能实现每天“一充一放”，但由于当地峰谷价差较大， 夏季峰谷价差达 0.85 元/kWh,春秋冬三季因白天存在 2-3h 深谷电价，峰谷价差高达 0.95 元/kWh，项目也具有较高经济性。根据测算，当储能建设成本低于 1.4 元/Wh 时，山东地 区工商业储能税后全投资 IRR 可达到 9%以上。
我们按照当前工商业储能建设成本 1.3 元/Wh 测算，国内大部分“两充两放”省市的税后 全投资 IRR 可达到 8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后 全投资 IRR 可达到 9.83%。
3.4 隔墙售电、虚拟电厂提供多样化解决方案
“隔墙售电”帮助实现就近消纳。 “隔墙售电”即分布式发电市场化交易，分布式光伏电站通过配电网将多余的电力直接销 售给周边的用户，实现就近消纳，而不再是先低价卖给电网再由用户从电网高价买回。“隔 墙售电”主要有三方面优势： 1）随着新能源装机的增加，“隔墙售电”能够帮助实现新能源消纳； 2）分布式能源项目不再只绑定一个用户，拥有更多种选择，持有方能够更好的经济效益； 3）让能源消费者转变为“生产投资型消费者”，同时可促进电网企业向平台化服务的战略 转型。 2017 年 10 月国家发改委、能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》， 通过明确分布式发电试点市场化交易的项目规模、交易模式以及过网费核定原则等方式启 动“隔墙售电”。2019 年 5 月公布首批 26 个分布式发电市场化交易试点名单，试点项目 均为风电、光伏项目，交易规模限额为 165 万千瓦，其中新建项目共计 147 万千瓦。2021 年起政策密集出台鼓励分布式发电参与市场化交易，创新发展新能源直供电、隔墙售电等 模式。
在首批试点的省份中，江苏进展相对领先。2020 年 12 月江苏省常州市天宁区郑陆工业园 5MW 试点项目成功并网，成为全国首家成功投运的分布式发电市场化交易试点项目。2023 年 4 月 9 日，全国首个“一对多”分布式光伏发电市场化交易试点项目在苏州工业园区落 地，其所产生的清洁电力，可直接出售给同在一个 110kV 变电站内的用电企业，实现就近 消纳。此外，在政策指引下，浙江、广东、湖南、山东、海南等省份也陆续出台了相关政 策，鼓励开展、探索“隔墙售电”。
尽管从中央到地方有关“隔墙售电”的政策频繁下发，分布式光伏发电市场化交易实际落 地项目有限，当前“隔墙售电”进展不及预期主要面临以下问题： 1）“过网费”机制有待优化：“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费 用、获得合理的资产回报而收取的费用。分布式发电项目接入电网电压等级越接近用户接 入电压等级，过网费越低，同电压等级下消纳按价差法测算过网费有可能为零，电网企业 利益一定程度上受损。 2）电力输配成本分担有待完善：当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计 的，虽然“隔墙售电”交易双方减少了网购电量，但电网投资并没有减少，因此“隔墙售 电”实际上造成了电网企业收入的缺额。按现行政策，此部分缺额通过电价调整解决，这 也意味着未参与“隔墙售电”的用户将分摊更多的输配成本。 3）辅助服务价值计算有待解决：新能源电力具有波动性、间歇性，参与市场化交易需要 承担对电网的安全责任，目前根据规定隔墙售电的电量所产生的交易偏差要由电力调度机 构去负责平衡，辅助服务的价值如何计算也亟需解决。 随着电力市场化改革全面推进，“隔墙售电”有望配合虚拟电厂推广逐步完善，帮助缓解 分布式光伏消纳压力。
虚拟电厂增强电网调节能力。 虚拟电厂应用数字化技术、控制技术、物联网技术与通信技术，将分布式电源、储能、与 可调负荷等分布式资源进行聚合管理与优化，既可以作为“正电厂”向电力系统供电，也 可以作为“负电厂”消纳系统的电力，起到助力电网系统保持平衡的作用。
虚拟电厂有两大核心作用： 1）对电网：风光装机与发电量逐年攀升，出力曲线进一步拉大峰谷差，间歇性与波动性 容易造成短时供需不平衡，负电价与实时电价波动会降低收益与增加风险，虚拟电厂可一 定程度为电网调节提供空间，保障新型电力系统“源网荷储”的互动运行。2）对用户：需求侧响应结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资 源共享互济，为虚拟电厂市场化运行提供条件。
虚拟电厂发展主要分为三个阶段：邀约型阶段——市场型阶段——跨区域自主调度型。 1）邀约型阶段：主要由政府部门或调度部门牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、 响应和激励流程，主要通过需求响应资金池推动，我国主要仍处于此阶段。 2）市场型阶段：在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合类 似于实体电厂的模式，分别可以参与这些市场获得受益。 3）跨空间自主调度型阶段：随着聚合种类越来越多，数量越来越大、空间越来越广，其 中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些资源整合而成的微网、 局域能源互联网。
我国虚拟电厂正由邀约模式向市场化交易模式转型，“十四五”期间多地开展相关试点。 在市场化交易模式下，虚拟电厂聚合商将以类似于实体电厂的模式，在分别参与电力现货 市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。“十三五”、“十 四五”期间，我国江苏、上海、浙江、广东等地开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点， 2015-2019 年以邀约型阶段起步，2020 年后正逐步实现向市场型阶段跨越。随虚拟电厂建 设推进，有望进一步提升电网调节能力，帮助缓解新能源消纳问题。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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