深度 | 分布式光伏的彷徨时刻

激进的分布式，彷徨中寻求破局

撰文 | 燕双鹦 戏台 

出品 | 光伏Time   

分布式光伏的“至暗时刻”仍没有过去。

近年来，分布式光伏在政策和市场双重助力下迎来了装机规模的爆发式增长，消纳问题却如鲠在喉，成为行业痛点。

河北、河南等多地发布了2024年第一季度分布式光伏可接入容量报告，红区仍在蔓延，业界对分布式光伏未来发展忧心忡忡。

河北可接入容量由电网企业计算，县人民政府发布，目前该省已有151县（区、镇）分布式光伏可开放容量为0，这一数字还在上涨；河南干脆搭建了可视化开放容量发布平台，图中除郑州、洛阳等城市，大约四分之三的地区为红区。

2023年，江苏、浙江、湖南、安徽等南方省份跃升为分布式主力军，江苏省超过山东省摘下第二把交椅，分布式装机新增量仅次于河南省，不少户用光伏开发商选择离开北方，南下寻找接入容量富余的“新大陆”。

在刚刚过去的济南光伏展上，龙源电力旗下的户用光伏开发商光萤新能源表示：随着河北地区各县可接入容量的枯竭，公司正将销售团队从冀地撤出。

新大陆在哪？

润马光能的一位销售经理告诉光伏time：“全国也就四川容量比较充足，可是四川地处盆地，云雾环绕，光照资源匮乏，发展分布式光伏存在明显的区位劣势，不过东南沿海凭借旺盛的用电需求和电价优势仍有利可图。

追本溯源，分布式光伏的危机源自“新能源开发与电网升级的失衡”。目前户用分布式光伏装机规模远超整村用电负荷和配电网的承压能力，当分布式光伏大发，会引发配变、低压线路反向重过载，甚至导致上级电网反向重过载。

此外，分布式电站的发电收益情况也值得怀疑。从成本端来看，尽管组件价格暴跌，在经销商的报价中0.8元/瓦的价格屡见不鲜，装电站的组件成本有所下降，但降幅有限。行业一线人员透露，由于电站的优质建设资源内卷，一般情况下业主无法吃满组件降价红利。

从收益端看，光伏电站的重资产投资属性，导致的超长回本周期和高昂的资金费用，让受分时电价影响深远的发电收益风雨飘摇。在这一背景下，本就不够美观的分布式光伏电站投资回收前景需要重新评估。

作为中国未来光伏产业的半壁江山，分布式光伏如何破局。

开药方

在整县开发政策的推进下，电力央国企、光伏组件巨头，甚至燃气企业和地方城投鱼贯而入，分布式光伏装机量飞速增长。

2月28日，国家能源局发布2023年光伏发电建设运行情况，2023年新增并网容量21630万千瓦，其中集中式光伏电站12001.4万千瓦，分布式光伏9628.6万千瓦，分布式光伏新增装机是2022年的1.8倍。

地方政府扎堆上马使得电网容量和安全难以负担。去年中旬，国家能源局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，对6省开展分布式光伏剩余可接入电网容量摸底。

根据国家能源局《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DL/T 2041-2019）（以下简称《导则》），电网承载力等级，由低到高分为绿色、黄色、红色三类区域。对于标记红色的区域，如果再接入新的电源，将会影响电网安全稳定运行，暂不接入新的电源。标记黄色的区域，已经出现了发电功率倒送，如果接入新的电源存在影响电网安全稳定运行的可能性，需暂缓分布式电源接入，若评估分析通过可正常接入。标记绿色的区域，分布式电源可以正常接入。

半年后，试点省份公布了本省接入电网承载力评估结果，公开资料显示，除浙江外，广东、山东、河南等剩余省份均出现了并网困难的情况。

针对电网薄弱、容量耗尽的事实，各省均开出了自己的“治疗药方”，一方面要求规范分布式光伏发展，开展技术论证，明确相关技术路线、框架方案，对配电网实施技术改造，扩大屋顶光伏可调节规模，提升调节能力，满足大电网调控需求，另一方面调整分时电价，将光伏大发时刻改为谷价，缓解消纳压力。

山东、江西、河南等地均规定优先发展绿区，在电网承载能力得到改善前，暂停、暂缓红区新增项目接入，但并没有一刀切，给予了红、黄区一定发展空间。

例如近期江西省能源局发布《关于进一步推进屋顶分布式光伏健康有序发展的通知》规定：电网企业要定期组织开展以县域为单位的屋顶分布式光伏承载力评估和可接入容量测算，明确本地区屋顶分布式光伏发电可开发空间规模及消纳风险预警，优先支持绿色区域内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，红色、黄色区域允许项目纳入建设规模并引导企业谨慎开发。

上月，辽宁省发展改革委、省电力公司发布的《关于规范发展分布式光伏的通知》中提到，按照《导则》评估为黄色、红色等级的受限地区，对于已建成和已开工项目，电力公司应采取措施，应接尽接；对于已备案未开工项目，电力公司告知暂缓建设；未备案项目，由相关审批部门告知暂缓备案，等待电网承载力改善后再继续备案工作。

中国光伏行业协会副秘书长刘译阳在接受媒体采访时表示，红区虽然整体消纳能力不足，但其中的一些单点可能仍有接入能力，因此完全暂停红区项目并不是一个明智之举。

建设储能等调节电源也是重要的解决方案。山东省发布的《推进分布式光伏高质量发展》的通知提到：各市能源主管部门要针对分布式光伏接入存在困难的区域，分析研究独立储能、常规电源灵活性改造、新增调节电源、终端电气化水平等对分布式光伏接网能力的影响，提出针对性的解决措施，切实提高分布式光伏接入承载能力。其中山东枣庄规定明确按照分布式装机容量的15%—30%，时长2—3小时配置储能。

河北省则要求容量为零的县（区）或超出容量申报的项目，需安装电网远程调控装置、配置储能（冀北电网和南网分别按照20%、15%比例配置，时长不低于2小时）、承诺参与调峰。

山东、福建等地已经率先实践台区（一台变压器的供电范围或区域）配置储能示范项目来应对分布式消纳的压力；此外，聊城、德州等地也在探索将分布式光伏电站集中汇至一台或几台专用升压变压器，并入10千伏或35千伏等电网中压区，实现“集中汇流”以促进消纳。

天合光能产品及市场总监唐正恺表示：区域性电网容量有限，分布式光伏要积极主动配合电网，阶段性的电网不适配，我认为是暂时的，储能无论从长期看还是短期看都是好的解决方案。

不过，唐正恺指出：“各地政府的政策变化的确是很快的，会导致之前开发的电站没有料到这些因素使得电站投资收益率会下降一些，这是作为电站开发来说会比较难受的一个点。”

不赚钱

除了配储、集中汇流等政策调整可能导致投资收益率下降，电站自身的发电收益也值得怀疑。

在各大企业的财报中，自持光伏电站发电一栏的毛利率永远居高不下，动辄50%的毛利率吸引着投资者的目光。然而，业内人士却常用鸡肋来形容这项业务，超长的回本周期、随电价波动的收益，以及日渐高涨的资金费用等问题都是获利的绊脚石。

运营电站的超高毛利率更像是企业无意间设下的障眼法。毛利率的计算公式为营业收入减营业成本，再用差值除营业收入。光伏电站的营业收入构成较为简单，一般为燃煤机组标杆上网电价。当然，如果是2021年以前建成的电站，营业收入还要加上补贴。

障眼法的关键在营业成本，光伏电站属于固定资产投资，运营企业为了计算方便，把建设投资的成本平摊到了未来20年，以折旧的形式体现。

以天合光能在2022年年报中的数据来看，其光伏电站年折旧率为4.5%。计算方法为1减去残值率然后除去折旧年限。残值率直观反映了固定资产的价值剩余，可以简单理解为残值率越高，年折旧率越低，固定资产的价值剩余就越高。

如果收益率是障眼法，那么实际情况如何呢？以下三组电站均采用了全额上网的方式，其中安徽的某分布式电站装机容量4.1MW，发电量、上网电量以及结算电量均为417.3万千瓦时，电费收入211.41万元，而补贴收入250.08万元。

尽管最终收益可观，但如果按照600w的组件计算，此电站需要6833块光伏组件还多，仅以当前0.9元/瓦组件价格，计算光伏组件成本则需要369万元。要知道，组件成本往往在电站的建设总成本中占比不足一半，此电站的建设成本起码在730万元以上。此外，结合电站的补贴收入可以敲定，此电站建成时间在2021年之前。彼时组件功率较低，需要数量更多，且价格远超过当前的0.9元/瓦，因此即便计算补贴投资回收周期依旧很长。

当然，经营电站的毛利率能够反映影响收益的几项因素。决定毛利率大小的卖电收益企业几乎无法掌控，要卷只能卷固定资产投资中的建设成本和资金成本。

值得庆幸的是，天合光能这类电站运营企业，由于自产组件，可以在固定资产投资方面降低成本，但不幸的是光伏电站的发电收益正在下降。随着装机量的水涨船高，不少省份在新能源发电交易价格中引入了峰谷机制。

在2024年10月27日，甘肃省发展和改革委员会宣布发布了《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》。该方案细化了新能源发电价格的调整机制，引入了基于燃煤电价的峰谷分时定价体系。新能源发电的交易价格将通过将燃煤基准电价乘以不同时间段的系数来确定，其中，峰段时间的系数定为1.5，平段时间的系数为1，而谷段时间的系数则为0.5。此外，该方案规定各时间段的交易价格不得高于相应的基准价格。

资料显示，该方案依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》（甘发改价格〔2021〕721号），明确了工商业用户的峰谷时段。具体划分为：峰段时间从早上7点至9点，以及傍晚5点至晚上11点；平段时间为晚上11点至次日深夜12点，及凌晨0点至早上7点；谷段时间则为上午9点至下午5点。而光伏能够发电的时段几乎完全沉没在电价谷段。

尽管分时电价机制旨在更好地引导电力资源的合理配置和使用，却实实在在伤害了光伏电站短期收益，而这一机制正在全国遍地开花。

另外，随着光伏电站的发电量并非恒定不变，因为组件存在光衰现象，电站发电量会随着时间下滑，这一定程度也影响着电站的运营收益。而且在收益率计算公式中，经营成本一项除了折旧部分，还包括资金成本。资金成本主要为贷款、融资所需要支付的利息等借款以外的费用。光伏电站开发需要的资金较多，企业出于战略考虑，往往通过高杠杆方式运作电站相关业务，因此资金成本是企业的一大心病。

既然鸡肋如此，为什么企业还要自运营分布式电站？一位业内人士告诉光伏Time：“企业自持电站前几年都在回收成本，真正要获取收益要在若干年后，这是一笔高风险的投资，本身不是特别契合企业经营逻辑。我认为其根本目的在于扩充固定资产，提高企业在二级市场估值，以便融资拿钱。”

就近消纳，还是全额上网

根据彭博新能源财经（BNEF）去年中旬发布的《新能源市场长期展望：中国》，中国要到2050年实现净零排放的同时保证全球升温不超过2摄氏度，光伏、风电累计装机容量届时将超过67亿千瓦。

西部的戈壁、沙漠等地区虽然空间广阔，但与用电端距离太远，集中式风光大基地面临消纳难题，发展分布式光伏便成为拓展增量空间的关键。

清华大学建筑节能研究中心、中国建筑设计研究院有限公司与自然资源部卫星信息研究所数据显示：中国城乡屋顶资源约412亿平方米，考虑屋顶实际安装难度等各种情况，中国屋顶面积可满足28亿kW的分布式光伏电站建设要求，可发电4.18万亿kW·h，超过2050年净零情景下70%的风光发电装设容量。

作为未来光伏产业的半壁江山，分布式光伏应该扮演何种角色？

根据2013年7月国家发改委出台的《分布式发电管理暂行办法》，分布式发电是“在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施。”

但由于我国居民可支配收入少，用电负荷低，全额上网的模式更为合算。

比如，国网山东经研院数据显示：作为整县开发试点县最多的省份，山东分布式光伏装机中自然人分布式占比接近三分之二，全额上网的分布式光伏装机占比77%。

而山东自然人分布式光伏户均装机容量超过20千瓦，远大于户均用电负荷，导致村用配电设施无力承载。

因此，河南、安徽等省份均发文鼓励户用光伏“自发自用、余电上网”、工商业光伏“全部自发自用”。

两会期间，更有人大代表呼吁尽快出台分布式光伏规范发展政策。全国人大代表、国网江苏泰兴市供电公司六级职员张强指出：当前，部分开发商假借分布式开发之名，行集中式开发之实，钻政策空子，资本与民争利，引发行业及市场乱象，损害国家、群众及其他市场主体权益，扰乱供电营业秩序。

“居民自建、自发自用、小散分布”是国家对屋顶光伏的发展设计初衷，考虑其民生属性，配套赋予了自然人报装免税、不承担系统调节责任、上网电量保障性收购等扶持政策，但目前居民光伏的开发运转已与之背离，主要表现为“商业开发、租赁屋顶、全额上网”，以泰兴地区为例，目前低压光伏14112户，全额上网11888户，占比超80%，整体规模已超越集中式光伏，成为新形态的聚合电厂、事实上的商业主力电源。

有专家指出：因为分布式光伏市场化交易机制仍不完善，分布式光伏发电虽然享受电网备用但没有承担相关成本，过网费缺少输配电价中的交叉补贴、政府基金和附加，这就导致从开发规模、运作形态、商业属性看，屋顶光伏与集中式光伏没有实质差异，但两者权责地位不对等。

他建议：精准认定屋顶光伏项目性质，杜绝项目开发以分布式之名、行集中式之实。推动出台光伏项目认定细则或标准，明晰各类光伏项目界定，通过投资主体甄别户用分布式户用光伏和商业集中电站，必要时在光伏备案时增加光伏组件采购合同、工程主体施工合同、后期运维管理单位确认单等资料，将“伪自然人开发”的商业屋顶光伏项目，全部纳入集中式光伏管理范畴，确保国家税收政策准确执行、补贴精准到位、电网调峰责任公平分担。