百事用户注册Login注册登录首页在“双碳”目标以及构建新型电力系统的背景之下，光伏行业进入了高速发展时期，装机规模迅猛增长，尤其是分布式光伏进入了“超高速”发展期，但随着大规模分布式光伏电站的并网，导致项目在备案、并网消纳、投资收益等方面逐渐暴露出一些问题，需要进一步政策引导。随着政策的变化，将对分布式光伏项目的开发和收益都会造成较大变化。
电价作为影响新能源电站收益的关键因素之一，为引导合理有序开发新能源项目，电价政策通常作为监管部门调控手段之一。根据统计，截止目前全国已经有10个省份部分月份中午出现低谷电价。
中午时间段是太阳光辐照最好的时候，也是光伏电站发电最高的时候，如果在这个时间段执行低谷电价，会导致“自发自用”的工商业光伏电站收益明显下降。
最具代表性的为山东省，根据国网山东电力公司、山东电力交易中心发布的《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，10:00-16:00时段被纳入谷段、深谷时段或平段。而山东省发改委出台的《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，自2023年1月1日起，工商业高峰时段电价上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。
有光伏行业人士表示，综合来看，省份、地域工商业结构不同，分时电价对光伏系统影响差距很大。以辽宁省某锻造厂2.4MW屋顶分布式项目测算（实际案例），项目自发自用率85%，按照辽宁尖峰平谷电价，综合电价打9折为0.6004元；而如果企业在山东，按照山东最新的分时电价，最终综合电价仅0.3427元，低于脱硫标杆电价，对项目收益率影响非常大。
按照新的划分标准，光照条件较好的中午时段电价由峰转谷，导致项目收益减少，投资回报周期延长，部分项目受政策影响要重新谈判而陷入纠纷。
2022年至今，山东、河南、河北等光伏大省相继发文明确分布式光伏参与调峰。面对分布式光伏装机快速增长带来的消纳与调峰压力，三个省份先后出台政策，一方面优化调整了分时电价政策，另一方面也在不断引导分布式光伏电站参与调峰。
1、河北省发改委印发《关于做好春节等特殊时段河北南部电网安全稳定运行工作的通知》，要求将分布式光伏纳入调峰范围。主要内容如下：各市电力运行管理部门于2022年12月31日前组织当地电网企业、分布式光伏并网主体签订并网调峰协议。非户用分布式光伏需全部签订并网调峰协议，逾期未签订的优先安排其参与调峰。鼓励户用分布式光伏签订并网调峰协议，公平承担调峰义务。需新能源参与运行调整时，应按照“先集中式、后分布式”，“先非户用、后户用”的顺序组织。如安排分布式光伏参与调峰，需提前向河北省发改委报告。
2、国家能源局河南监管办印发《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知（征求意见稿）》。通知提出，根据电力运行实际需要，在原有电力调峰辅助服务市场交易规则基础上，决定对参与辅助服务市场交易主体范围和有偿调峰基准等进行修订完善，将省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业纳入辅助服务市场交易主体范围。
3、国家能源局山东监管办公室发布《关于做好 2022年春节及重大活动期间电网安全稳定运行工作的通知》，提出：春节期间，以保障电网安全和供热稳定为前提，在常规手段无法满足电网调峰需要的负荷低谷时段，要按照先集中式、后分布式、先非户用、后户用和公平、公正、公开的原则，合理安排新能源电力参与调峰，以保障系统安全稳定运行。2021年12月28日，山东省能源局发布《关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》（鲁监能安全规〔2021〕94号）。通知提出：强化安全运行条件,实现分布式光伏精准监控调度：完善分布式光伏功率采集、远程控制技术措施,电网负备用不足或其他原因需要调峰时,保证分布式光伏按照电力调度机构指令有序上网消纳。10千伏及以上分布式光伏项目,要按照省级电力调度机构对集中式光伏场站的数据接入质量要求,将运行信息直接实时上传至地区电力调度机构,满足采集、监视、控制要求,具备并实现接收、执行地区电力调度机构指令进行功率控制功能部署。随后，山东省出台了《低压分布式光伏计量采集典型设计方案》，对不同规模低压分布式（主要是户用光伏）的设计提出了要求。根据文件，为了保障国家整县屋顶分布式光伏规模化开发试点工作顺利开展，要实现可观、可测、可控。因此，2022 年底前要实现：1）完成低压分布式光伏高频采集通信全覆盖，具备低压分布式光伏上网负荷日预测能力；2）新增光伏用户具备远程即时控制和柔性控制能力，全部低压分布式光伏用户具备远程控制能力。
2022年国家能源局河南监管办印发《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知》，通知提出，推进分布式新能源参与调峰辅助服务市场，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，将省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行辅助服务交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用的分摊。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业纳入辅助服务市场交易主体范围。
2022年，山东印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，提出，2022年7月起，山东省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围（包括机组启动费用、特殊机组补偿费用、调频服务费用和优发优购曲线月起，山东省内全部非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）以及新建并网的户用分布式（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围。虽然，在正式文件终稿中，删除了“分布式新能源参与电力市场”、“将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊”的内容（山东省电力市场的偏差费用根据不同情况约为0.8~2分/kWh不等。不需要缴纳此项费用，相当于电价减少了近2分/W的损失！），但是随着分布式能源并网规模不断增大，是为了促进电力行业可持续健康发展，将其纳入调峰范畴进行偏差考核或分摊偏差费用已然是趋势。
按照顶层规划，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
国家能源局印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》（国能综通法改[2022]45号）（简称《方案》）。《方案》要求，推动分布式发电市场化交易。完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。而早在2017年，国家发改委及国家能源局就已经印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号）、《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号），要求各地方组织建设分布式发电市场化交易试点。随着分布式能源装机体量的不断提高，根据加快建设全国统一电力市场体系的精神，以及分布式发电市场化交易试点的推广。
7月20日，国家能源局新能源司新能源处处长邢翼腾在“光伏行业2023年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上致辞，邢翼腾提到：针对社会普遍关注的分布式光伏纳入绿色电力证书体系事宜，国家能源局正在加强完善绿色电力证书制度，做好可再生能源绿色电力证书全覆盖相关工作。
邢翼腾认为，光伏产业机遇与挑战并存今年上半年，光伏发电因疫情后项目集中投产等多方面原因，新增装机规模大幅增长，电力消纳及电网接入矛盾更加凸显，行业大起大落的风险也在加大。整县屋顶分布式光伏开发试点以及户用光伏开发仍有侵害农户利益等情况发生，需要进一步规范；随着分布式光伏规模快速扩大，配电网承载力不足矛盾突出，分布式光伏参与电力市场已经提上议事日程等。这些问题需要各方共同努力推动解决。
邢翼腾建议，坚持系统观念，更好融入新型能源电力系统。目前，我国正在加快建设新能源占比逐渐提高的新型电力系统，作为装机规模第二大电源，光伏行业肩上的责任更大，面临的压力更大，要主动适应系统，积极融入系统。要进一步降低成本，促进低成本转型，破解能源转型的“不可能三角”。要优化电站设计，加强功率预测准确性，确保光伏电力发得出、用得好；要深入研究新能源参与电力市场，积极做好包括分布式在内的光伏发电全面进入电力市场的各项准备。国家能源局也将会同和配合有关方面研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。
然而着眼当下，新能源电站参与电力交易普遍陷入两难境地，与售电公司签订中长期合同时，因出力曲线不能单独满足正常用电需求，无法达到理想的中长期合约价格，而现货交易，当光伏大发时（中午时段），现货市场价格往往很低，收益并不理想。
但从国际市场经验来看，随着新能源大规模并网，以电价换消纳，零电价、负电价事件或将愈发频繁。这也预示着，未来新能源投资将由曾经的确定性转变为不确定性，企业的投资策略、收益测算模型、运营等均将变革。
在分布式光伏市场迎来爆发期的同时，其对电网稳定性的冲击以及自身消纳的问题愈发不容忽视。在全国新能源消纳监测预警中心发布的2022年二季度全国新能源电力消纳评估分析中就曾提到，部分省市分布式光伏开发消纳承压，分布式光伏快速发展，规模扩大导致在项目备案、并网消纳、投资收益等方面逐渐暴露出一些问题，需要进一步政策引导。
由此，市场对于储能的需求进入了“新阶段”，自中央到地方也相继出台多个鼓励分布式光伏配储文件。国家层面，2021年5月，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出“在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。”
地方层面，已经有浙江、江苏、山东、河北等多个省市区出台了分布式光伏配储政策，分布式光伏配建储能已经逐渐成为发展趋势。
尽管分布式光伏市场长远发展迫切需要储能的加持，各地方或强制或鼓励光伏项目配置储能，但“分布式光伏+储能”路径上仍旧存在多重阻碍。一是光伏项目配置储能的”经济账“是否算得过来；二是储能作为调节电力系统稳定性的有效措施之一，在用电量巨大的我国始终未能迅速发展起来的原因之一就是电池存在较多安全隐患。
国家能源局近日发布的关于政协第十三届全国委员会第五次会议第01691号(经济发展类110号)提案答复的函中提到，将配合生态环境部等部门做好绿电交易、绿证交易与碳排放权交易之间的衔接，研究将户用光伏纳入碳排放权交易市场。
7月7日，《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（征求意见稿）发布，预计今年第三季度国内CCER将正式重启，据业内人士透露，分布式光伏大概率可以开发CCER，从而产生额外的收益。以100MW工商业光伏电站为例，一年可以减少6万吨左右二氧化碳减排量，碳价按50元/吨计算，100MW电站通过CCER大概一年有300万左右的收益（收益和电站总发电量、交易的碳价以及电网排放因子都有关系，是动态的），扣除第三方碳资产开发公司的开发费用，业主大概会有200W左右的收益。
1、有利于按照公平合理的原则规范整个行业健康可持续发展，同时分布式光伏项目开发更趋理性，避免盲目投资；
2、有利于新能源消纳。拉大峰谷价差，可以引导用电企业尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，有利于新能源的消纳，同时也尽可能的减少由于新能源快速增长给电网的冲击；
3、有利于电力市场新业态的发展。电力系统峰更高、谷更深的特点以及辅助服务市场不断完善，使得煤电机组灵活性改造、储能、可调负荷、虚拟电厂等新业态获得了更为积极的价格引导信号，有利于新业态的快速、蓬勃发展；
1、工商业光伏电站违约风险加大。工商业光伏电站“自发自用”部分需要与用户结算，签订的原高电价能源管理协议可能难以顺利履约，导致违约风险增加；
2、工商业分布式光伏电站开发受阻。峰谷时段的重新划分，导致工商业分布式光伏电站的收益率将进一步降低。而且由于目录电价取消叠加现货交易，导致能源管理协议中的固定电价更加难以确定，电价的不确定性，意味着项目收益率无法测算，更进一步导致项目债权融资困难，影响项目开发建设；
3、分布式光伏项目开发造价成本提高。随着分布式项目参与调峰市场，要求分布式光伏电站按照省级电力调度机构对集中式光伏场站的数据接入质量要求进行建设，同时具备高、低电压穿越能力，对逆变器功能要求更高，从而提高造价水平。此外，配置储能要求也会导致项目开发造价成本提高；
4、分布式光伏项目收益降低，投资回收期延长。分布式光伏项目参与调峰、纳入市场偏差费用分担会导致项目收益降低，投资回收期延长；
5、分布式光伏项目投资开发不确定性进一步增加。分布式光伏项目参与市场化交易，交易电价按照市场机制形成，具有很大不确定性。进而对项目收益测算提出较大挑战，影响项目开发决策。
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