核心觀點：
一方面，目前分布式光伏進入一個怪圈：元件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術成本、配置電化學儲能成本增加→實際總成本基本不變→實際LCOE、項目收益基本不變。即：技術進步成果流入非技術成本。
另一方面，超過10省部分月份銷售電價的中午時段執行谷電，分布式光伏面臨未來綜合電價下降的風險。
是以，支援分布式光伏盡快參與電力市場化交易，通過市場尋找最經濟的靈活性資源而不是簡單配儲，通過電價機制釋放需求側潛力。
在進市場過程中要注意兩個問題：
1）新老劃段：差別存量電站與增量電站，新項目新政策、老項目老政策；
2）分類施策：自然人投資的220V/380V的戶用光伏項目，涉及民生，應與居民用電同等條件考慮，收購、上網電價仍由電網公司兜底。
3）完善配套機制。
截止到2023年底，國内分布式光伏裝機已經達到254GW，占全國電力總裝機9%；部分省份，如浙江、安徽、河南、江蘇等，分布式光伏裝機規模已經占到本省全部電力裝機20%！随着分布式光伏項目規模、占比的不斷提高，分布式光伏進入電力市場的聲音越來越大！
個人認為，分布式光伏進入電力交易市場已是“箭在弦上”！
一、“配儲+非技術成本”or“市場化交易”?
1元件成本下降的收益被非技術成本吞噬！
2023年下半年以來，國内光伏元件價格大幅下降。根據第三方咨詢機構Infolink的統計資料，目前的光伏元件價格與2022年同期比，下降1.08元/W；與2023年同期相比，下降0.84元/W。具體如下圖所示。
資料來源：Infolink
圖：2022.1~2024.3年光伏元件價格走勢圖
按常理，元件價格大幅下降，必然帶來光伏的度電成本明顯下降，項目收益提高。然而，實際情況并非如此。
1）市場開發費用提高
項目理論收益的提高，導緻市場競争異常激烈！投資商為獲得項目，不得不支付更高的市場開發費用、接受更加苛刻的條件。據某企業介紹，由于光伏元件降價，戶用光伏項目的開發費已經從年初的0.6~0.7元/W增長到1~1.5元/W。
2）地方政府訴求增加
除市場開發費之外，各地政府在分布式光伏項目招标時也會提出投資配套、繳納鄉村振興資金等、電費收益分成等各類要求。例如，某地200MW分布式光伏招标，要求中标企業引入3億元産業項目、縣政府參與項目（包括“碳減排”交易等）各項收益。
最終結果是，由于這些非技術成本的提高，光伏系統成本的下降，并未帶來項目總承包的項目；光伏行業的技術進步成果，大部分流入非技術成本。這對行業的健康發展非常不利。
2分布式光伏配儲呼聲漸高！
随着分布式光伏占比的提高，電網缺少靈活性調節資源，為了提高分布式光伏的滲透率，配儲的呼聲漸高！（詳見《15地分布式光伏配儲政策彙總》）
1）配儲不斷吞噬元件降價的收益
目前，全國各省的地面光伏電站幾乎都需要配置電化學儲能，且儲能配比也日益增長。從最初的10%、2小時，到目前有要求50%、2小時，配儲帶來的成本壓力日益增加，也吞噬掉大部分元件價格下降帶來的收益。
2023年以來，全國至少14省出台了省級或縣市級的分布式光伏管理辦法近30個，大多數政策均提到了“配置電化學儲能”。目前，各省均為鼓勵配置，尚未強制配置。然而，一旦分布式光伏配儲，也一定會面臨地面電站配儲相同的問題，即：配儲比例将會越來越高，吞噬掉大部分元件價格下降帶來的收益！
2）分布式配儲問題更多
除此之外，分布式光伏配儲還面臨一些額外的問題。例如：
分布式光伏規模小，儲能的規模小、造價高，且難以排程；布局分散，難于運維管理；由于排程難、運維管理難，後期在調峰調頻上很難真正發揮作用。
另一方面，分布式光伏配儲，是在380V側配，還是在10kV側配？由誰來投資？後期由誰運維管理？都存在諸多問題。
同時，在多地分布式配儲的實踐中發現，目前規模小的工商業儲能，由于缺乏标準，無法向電網售電。即，儲能電量可以自用，但不能賣給電網！對于工商業園區内儲能項目尚可以自用，但對于戶用光伏項目，儲能電量無法上網，就無法真正實行配儲！
3）分布式的調節手段更多
實際上，可以幫助分布式消納的靈活性資源，不僅僅有電化學儲能。相對于地面電站，分布式光伏可以更好的利用來自于使用者側的響應。分布式光伏就在負荷側，負荷側的需求調整靈活性更大。隻要有合理的電價機制，電動車充電、洗衣機開停等等，都可以成為分布式光伏的“調峰資源”！
山東自2023年1月開始執行中午谷段電價，經過一年實踐發現，大量靈活性負荷轉移到中午。根據大衆日報的報道，2023年山東執行動态分時電價的工商業使用者63.33萬戶午間新能源消納空間增加約350萬千瓦，晚高峰轉移用電負荷約200萬千瓦，為單個企業最大節省電費1800萬元。
該政策實作了“三利”的效果。
一利，有利于新能源消納：通過價格信号引導使用者削峰填谷，光伏大發的午間新能源消納空間增加約350萬千瓦。
二利，減少備用容量：晚高峰時段（高電價時段）用電負荷減少了大約200萬千瓦，移峰效果非常明顯，相當于兩座泰山抽水蓄能電站。
三利，使用者節省電費：午間光伏大發的時段（低電價時段）用電量增加，晚高峰時段（高電價時段）用電量減少，為單個企業最大節省電費1800萬元。
（詳見《山東：午間新增3.5GW光伏消納空間！》）
3小結
從前文的分析可以看出，目前分布式光伏進入一個怪圈：
元件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術成本、配置電化學儲能成本增加→總成本基本回歸元件降價前水準→實際LCOE不變
補貼時代，往往是通過下排程電補貼來平衡成本下降帶來的收益提高，打破怪圈；
平價上網時代，需要分布式光伏進入電力市場，通過真正的交易價格來實作這一目标。
二、大部分光伏電量實際上已經入市
1地面光伏電站參與交易比例已經很高
根據國家電網、國家能源局資料，全國新能源電量參與市場化交易比例快速增長，2023年已經達到47.3%，如下表所示。
參與上述交易的，均為大型風電、光伏項目。可見，地面光伏電站參與市場化交易的比例已經很高。
2工商業分布式光伏事實上已經入市
近兩年，國内工商業分布式光伏基本采取“自發自用、餘電上網”的模式，80%以上的發電量自用。是以，工商業分布式光伏項目的電價，基本與用電戶的用電電價綁定。
2022年以來，大陸的大工業、工商業項目全部參與市場化交易，即使用者的用電電價就是市場化交易後的價格。是以，與使用者電價綁定的工商業項目電價，其實也被動的參與了市場化交易。
是以，多省使用者執行峰谷電價，尤其是中午執行谷段電價，對分布式光伏項目收益影響很大。從這個角度看，工商業分布式光伏事實上已經入市。
3分布式光伏項目具備參與市場化交易的基礎
由于分布式光伏項目在使用者側，對标的是使用者的用電電價，即電網的銷售電價。
銷售電價除了電網從發電企業采購的“上網電價”外，還包含電網公司的輸配電成本、容量電價分攤、政府性基金、輔助服務費攤銷、電網合理利潤等，一般要3毛錢以上。以山東為例，即使深谷電價，也是在3毛以上。
在1元/W的元件價格下，如果不考慮非技術成本、配儲成本，分布式光伏項目的造價可以控制在2.5元/W~3元/W之間。
總投資在2.5元/W~3元/W之間，按照30%資本金，5%的融資成本，1100~1300小時的發電量情況下，要獲得全投資6%的收益率，反算電價約為0.18~0.24元/度。
是以，如果不考慮非技術成本，在現有的造價下，光伏發電量參與市場化交易具有競争力。
4戶用光伏市場化參與度最低，受影響最大
目前，大陸的戶用光伏基本采用全額上網的方式，電網以當地的煤電基準價進行收購，是各類光伏項目中，參與市場化交易程度最低的，也是全面市場化後，受影響最大的一類項目。
是以，對于不同類型的戶用項目應采取不同的政策。
自然人投資的220V/380V的戶用光伏項目，涉及民生，應與居民用電同等條件考慮，收購、上網電價仍由電網公司兜底；以減少對市場的沖擊。
三、結語
1前文分析的主要結論
1、分布式光伏在許多省份占比已經很高，電力系統需要靈活性資源快速增長與之配合。相對于配置電化學儲能，參與市場化交易，是發掘最經濟靈活性資源的有效措施。
2、元件價格下降使光伏項目承擔越來越高昂的非技術成本，通過市場化手段發現真正的電力價值，是消除越來越高非技術成本的重要方式，有利于市場回歸理性。
3、工商業分布式光伏已經收到市場化交易的影響，實際上已經被動參與交易；分布式全面進市場，受影響最大的是戶用光伏項目。
2分布式光伏進市場的兩個問題
1）存量與增量的問題
對于存量電站，國家發改委之前出的電價檔案一緻強調：原則上20年電價不變！
而且，光伏的度電成本基本由初始投資決定。如果在項目執行過程中突然改變政策，容易影響政府政策信譽，造成行業信心崩塌，對行業發展非常不利。
是以，建議對存量電站采取托底電價。一旦某省的市場化平均電價低于煤電基準價，對于內插補點部分，采取場外資金（如綠證收益）補貼，或者在下一個月的大工業、工商業電費中分攤。
按照2030年前新能源全部入市的節奏，利用5~7年的時間，逐漸減少存量電站的托底小時數，保證項目在投資回收期之後入市，盡量減少入市對存量電站的沖擊。
2）不同類型項目采取不同政策
工商業分布式光伏項目，投資人為企業，抗風險能力強，可以根據各省的情況逐漸入市；
自然人投資的220V/380V的戶用光伏項目，涉及民生，應與居民用電同等條件考慮，收購、上網電價仍由電網公司兜底。
企業投資的戶用光伏項目，已經有許多省份按照工商業分布式項目管理，也可以采取與工商業光伏相同的入市政策。
3）配套機制的建設
分布式光伏進入電力市場的前提是有與之相适應的配套措施。最重要的一項就是：如何實作綠色價值。
未來，分布式光伏的獲得電價=電能量價格（交易電價）+綠電價值-系統成本（輔助服務費等）
然而，從2017年下半年以來，大陸一共銷售了6135萬個，即相當于613億度電産生的綠證，這與新能源的發電量是數量級的差異，95%以上的綠色無綠證銷售收入。如何保障所有參與交易的綠電都實作綠色價值，是分布式光伏進市場的重要保障！
文章來源：智彙光伏