核心观点：

一方面，当前分布式光伏进入一个怪圈：组件成本下降→LCOE下降，理论收益提高→非技术成本、配置电化学储能成本增加→实际总成本基本不变→实际LCOE、项目收益基本不变。即：技术进步成果流入非技术成本。

另一方面，多省销售电价的中午时段执行谷电，分布式光伏面临未来综合电价下降的风险。

因此，支持分布式光伏尽快参与电力市场化交易，通过市场寻找最经济的灵活性资源而不是简单配储，通过电价机制释放需求侧潜力。

在进市场过程中要注意两个问题：1）区别存量电站与增量电站，2）完善配套机制。

截止到2023年上半年，国内分布式光伏装机已经达到198GW；个别省份，分布式光伏装机规模已经占到本省全部电力装机20%！随着分布式光伏项目规模、占比的不断提高，分布式光伏进入电力市场的声音越来越大！

个人认为，分布式光伏进入电力交易市场已是“箭在弦上”！

一、“配储+非技术成本”or“市场化交易”?

1组件成本下降的收益被非技术成本吞噬！

2023年以来，国内光伏组件价格大幅下降。根据第三方咨询机构Infolink的统计数据，当前的光伏组件价格与2022年同期比，下降0.85元/W。具体如下图所示。

数据来源：Infolink

图：最近三年光伏组件价格走势图

按常理，组件价格大幅下降，必然带来光伏的度电成本明显下降，项目收益提高。然而，实际情况并非如此。

1）市场开发费用提高

项目理论收益的提高，导致市场竞争异常激烈！投资商为获得项目，不得不支付更高的市场开发费用、接受更加苛刻的条件。据某企业介绍，由于光伏组件降价，户用光伏项目的开发费已经从年初的0.6~0.7元/W增长到1~1.5元/W。

2）地方政府诉求增加

除市场开发费之外，各地政府在分布式光伏项目招标时也会提出投资配套、缴纳乡村振兴资金等、电费收益分成等各类要求。例如，某地200MW分布式光伏招标，要求中标企业引入3亿元产业项目、县政府参与项目（包括“碳减排”交易等）各项收益。

最终结果是，由于这些非技术成本的提高，光伏系统成本的下降，并未带来项目总承包的项目；光伏行业的技术进步成果，大部分流入非技术成本。这对行业的健康发展非常不利。

2分布式光伏配储呼声渐高！

随着分布式光伏占比的提高，电网缺少灵活性调节资源，为了提高分布式光伏的渗透率，配储的呼声渐高！

1）配储不断吞噬组件降价的收益

目前，全国各省的地面光伏电站几乎都需要配置电化学储能，且储能配比也日益增长。从最初的10%、2小时，到目前有要求50%、2小时，配储带来的成本压力日益增加，也吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益。

2023年以来，全国至少14省出台了省级或县市级的分布式光伏管理办法近30个，大多数政策均提到了“配置电化学储能”。目前，各省均为鼓励配置，尚未强制配置。然而，一旦分布式光伏配储，也一定会面临地面电站配储相同的问题，即：配储比例将会越来越高，吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益！

2）分布式配储问题更多

除此之外，分布式光伏配储还面临一些额外的问题。例如：

分布式光伏规模小，储能的规模小、造价高，且难以调度；布局分散，难于运维管理；由于调度难、运维管理难，后期在调峰调频上很难真正发挥作用。

另一方面，分布式光伏配储，是在380V侧配，还是在10kV侧配？由谁来投资？后期由谁运维管理？都存在诸多问题。

3）分布式的调节手段更多

实际上，可以帮助分布式消纳的灵活性资源，不仅仅有电化学储能。相对于地面电站，分布式光伏可以更好的利用来自于用户侧的响应。分布式光伏就在负荷侧，负荷侧的需求调整灵活性更大。只要有合理的电价机制，电动车充电、洗衣机开停等等，都可以成为分布式光伏的“调峰资源”！

3小结

从前文的分析可以看出，目前分布式光伏进入一个怪圈：

组件成本下降→LCOE下降，理论收益提高→非技术成本、配置电化学储能成本增加→总成本基本回归组件降价前水平→实际LCOE不变

补贴时代，往往是通过下调度电补贴来平衡成本下降带来的收益提高，打破怪圈；

平价上网时代，需要分布式光伏进入电力市场，通过真正的交易价格来实现这一目标。

二、大部分光伏电量实际上已经入市

1光伏发电成本基本具备参与的条件

根据国家电网数据，2022年，山东、山西、甘肃、蒙西的现货交易中，光伏平均结算价格在0.2049~0.243元/度之间。

实际上，在1.2元/W的组件价格下，如果不考虑非技术成本、配储成本，分布式光伏项目的造价可以控制在2.5元/W~3元/W之间。

近期完成的三峡新疆900MW项目中，包含组件、逆变器、升压站，不含送出线路的EPC造价，仅为2.6元/W。

总投资在2.5元/W~3元/W之间，按照30%资本金，5%的资金成本，1100~1300小时的发电量情况下，要获得全投资6%的收益率，反算电价约为0.18~0.24元/度。

因此，如果不考虑非技术成本，在现有的造价下，光伏发电量参与市场化交易具有竞争力。

2地面光伏电站参与交易比例已经很高

根据国家电网数据，2022年，国网经营区内新能源发电量达9991亿千瓦时，37%参与市场化交易。其中，

常规市场化新能源交易电量3465亿千瓦时，占新能源发电量的34.7%；

绿电交易的电量为229.4亿千瓦时，占新能源发电量的2.3%。

参与上述交易的，均为大型风电、光伏项目。可见，地面光伏电站参与市场化交易的比例已经很高。

3工商业分布式光伏事实上已经入市

近两年，国内工商业分布式光伏基本采取“自发自用、余电上网”的模式，80%以上的发电量自用。因此，工商业分布式光伏项目的电价，基本与用电户的用电电价绑定。

2022年以来，我国的大工业、工商业项目全部参与市场化交易，即用户的用电电价就是市场化交易后的价格。因此，与用户电价绑定的工商业项目电价，其实也被动的参与了市场化交易。从这个角度看，工商业分布式光伏事实上已经入市。

4户用光伏市场化参与度最低

目前，我国的户用光伏基本采用全额上网的方式，电网以当地的煤电基准价进行收购，是各类光伏项目中，参与市场化交易程度最低的，也是全面市场化后，受影响最大的一类项目。

三、结语

前文分析的主要结论

1、分布式光伏在许多省份占比已经很高，电力系统需要灵活性资源快速增长与之配合。相对于配置电化学储能，参与市场化交易，是发掘最经济灵活性资源的有效措施。

2、组件价格下降使光伏项目承担越来越高昂的非技术成本，通过市场化手段发现真正的电力价值，是消除越来越高非技术成本的重要方式，有利于市场回归理性。

3、工商业分布式光伏已经收到市场化交易的影响，实际上已经被动参与交易；分布式全面进市场，受影响最大的是户用光伏项目。

2分布式光伏进市场的两个问题

1）存量与增量的问题

对于存量电站，国家发改委之前出的电价文件一致强调：原则上20年电价不变！

而且，光伏的度电成本基本由初始投资决定。如果在项目执行过程中突然改变政策，容易影响政府政策信誉，造成行业信心崩塌，对行业发展非常不利。

因此，建议对存量电站采取托底电价。一旦某省的市场化平均电价低于煤电基准价，对于差值部分，采取场外资金（如绿证收益）补贴，或者在下一个月的大工业、工商业电费中分摊。

按照2030年前新能源全部入市的节奏，利用5~7年的时间，逐渐减少存量电站的托底小时数，保证项目在投资回收期之后入市，尽量减少入市对存量电站的冲击。

2）配套机制的建设

分布式光伏进入电力市场的前提是有与之相适应的配套措施。最重要的一项就是：如何实现绿色价值。

未来，分布式光伏的获得电价=电能量价格（交易电价）+绿电价值-系统成本（辅助服务费等）

然而，从2017年下半年以来，我国一共销售了6135万个，即相当于613亿度电产生的绿证，这与新能源的发电量是数量级的差异，95%以上的绿色无绿证销售收入。如何保障所有参与交易的绿电都实现绿色价值，是分布式光伏进市场的重要保障！

本文内容来源于：智汇光伏 王淑娟 ，责任编辑：胡静，审核人：李峥

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