分布式光伏崛起，储能解决电价波动

彭澎提到，在过去的五年中，地面电站的装机量经历了一次高峰期，出现在2017年。然而，时隔五年，在2022年，地面电站的新增装机量才再次超过了2017年，这显示了当年地面电站装机量增长的迅速，得益于补贴支持。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎作《分布式+储能的发展趋势》主旨报告。

她还指出，过去几年分布式光伏的主要增长来自户用领域。去年，工商业领域的分布式光伏装机容量增长超过了300%，从7.4GW增至26GW，对于导致这一现象的深层次原因，彭澎认为，是由于东部地区的地面电站开发将基本结束。国土和自然资源部已明确第三次全国土地调查总体方案，对地面电站的开发进行了限制。例如，广东省目前还没有找到合适的用地，但一旦找到，项目将立即启动。一旦明年完成并网，中东部地区的土地资源将得到充分利用。之后，东部地区的发展将主要依靠分布式光伏项目。

2022年，分布式光伏仍呈现东强西弱的格局

2022年，分布式光伏仍呈现东强西弱的格局，即土地面积较小的东部地区的装机量较大，这表明光伏装机仍受制于消纳能力。河南、河北和山东是户用光伏装机量前三的省份，而浙江、江苏和山东是工商业光伏装机量前三的省份。总体来看，山东和河北的新增装机量并列第一，每年新增装机量均超过900万千瓦。这些省份主要分布在东部地区。

彭澎指出，分布式光伏的客户安装驱动力主要来自电价上涨。去年，由于极端气候，省间现货电价达到了每千瓦时10元的高价，这是史无前例的，随着工商业全面进入电力市场，电价的波动性加剧，使得电力市场形势比预期更加复杂。未来五年，电价上涨趋势明显，但在整体上涨背景下，市场结构呈现沟壑纵横的趋势。主要原因是占比70%的火电价格上涨。最近，煤价已达到每吨1000元，根据煤炭价格逢千必涨的观点，煤价一旦达到这一水平，就会继续上涨。而这导致许多发电集团在火电领域面临巨大亏损。

中国各省的电力市场结构正逐渐形成独特的特性，就像美国各州的情况一样，每个省份都有自身的电力需求和供应特点。广东和广西之间，湖南和湖北之间的经济差距都反映在各自电力市场的峰谷价格和出现时间周期的大幅差异上，而在东部地区，由于减煤压力大，能耗双控政策对电力系统的影响尤其显著，这对当地政府的政策制定产生了重要影响。政府在制定政策时往往倾向于维持较低的电价，以保障电力的经济负担性和吸引更多制造业的发展，然而，电力市场的复杂性在电价上涨趋势出现时尤为明显。去年，电力现货市场的开放导致了较高的损益电费。这种亏损主要发生在省间现货电力交易中，以浙江为例，当省内电力需求高峰时，不得不从省间现货市场购买高价电力，然后以低价向用户供电，造成巨大亏损，但由于政府和电网公司并不承担这些亏损，各省的工商业企业可能被迫来分摊这些损失，具体的分摊比例则根据各省的实际情况而定。这将对中国电力市场的发展产生深远影响。

彭澎进一步指出，去年的情况非常特殊。以长江电力为例，作为中国著名的水电企业，其2022年的年报数据显示，虽然总发电量同比减少了10.92%，但是水电在整个电力供应体系中的比例不到20%，水电减产的绝对量并不高。然而，降低1%的产量却可能导致电价翻倍，这不是线性关系。俄乌战争也是类似情况，天然气缺口可能只有5%，但价格却可以涨五倍。 

她还举例说明了在去年的七、八月份，浙江省的损益电费达到了约900亿元的规模。小企业需承担的电费负担急剧上升，对于小型制造业来说，电费的增长引发了严重的担忧。这一情况也促使浙江的工商业分布式光伏增长迅猛。值得注意的是，即使在光伏组件价格高涨的情况下，浙江工商业中约一半的比例都是业主自投。业主们主张尽早安装光伏系统，尽管这可能意味着更高的光伏组件成本，但他们认为省下来的电费可以弥补这部分成本，而这种情况并非浙江独有，如安徽省去年的损益电费也达到了40亿元，尽管安徽并不是经济较发达的省份。这种大规模的电费损失对小企业以及当地政府都带来了压力。

为了解决这个问题，浙江政府曾要求五大发电集团每度电截留部分利润以弥补损益电费的亏空，但仅有浙能表示同意。随后，政府又要求售电公司截留利润，但同样没有得到全面的同意。因此，这一负担最终由全省的工商业承担。

彭澎指出，损益电费问题在电价波动的背景下长期存在，这是电力市场的客观现象。如果损益电费持续上升，可能会刺激本地工商业尽可能增加光伏设备的安装，以降低从售电公司和电网购买的电量，而分布式光伏用户现在面临的是一个现货市场，其电价基于基础电价进行折扣。当用户电价降低，折扣电价也随之下调。随着装机量的增长，山东去年对分时峰谷曲线进行了调整，使得光伏发电的黄金时间变为谷电，从而引导用户在中午和白天使用更多电力。因此，配备储能系统的分布式光伏项目越来越普遍，因为在电价较低的时段可以通过储能调整供电。

为什么是河北和山东两省成为电价调整的首发省份？

河北和山东两省因其大量的光伏装机量成为电价调整的首发省份。去年，河北的光伏新增装机量居全国之首，达到934万千瓦，山东则紧随其后，达到926万千瓦。在存量项目方面，山东全国第一，达到4270万千瓦，河北约为3855万千瓦。这两个省份的电网灵活性基本上已消耗殆尽，他们必须通过电价机制鼓励在中午和白天使用更多电力，以及增加储能项目。

彭澎认为，尽管目前电价调整尚未扩大到其他省份，但随着光伏累计安装量的持续增长，未来可能会发生。解决之道可能在于日内调整电价和增加储能设施。河南已经在准备发布政策，要求分布式光伏项目配备储能，这种趋势的传导速度可能会比预期更快。

对于绿色电力项目而言，广东是优质项目的领头地区。高电价地区的项目具有更高的价值。广东通过调整峰谷时间段并新增尖峰电价，在时间维度上实现了更好的光伏发电情况。由于市场化程度较高，广东的电力市场具有较大的灵活性。去年，广东市场现货电价表现相当不错，尽管在5月和6月较低，但在7月、8月和9月，整体现货电价接近0.7元。广东市场也明确了到2025年全省新兴储能产业营业收入达到六千亿元的目标，并为新建储能项目提供了绿色通道和可能的省级财政补贴。

电力市场项目企业的增加盈利来源

彭澎提出，分布式光伏和储能项目的盈利能力，是与创新模式以及电力市场的波动性紧密相联的。面对电力市场的日益增长复杂性，项目的选择以及前期准备工作对于其盈利性的影响将愈发显著。未来，每个项目的盈利情况可能会出现一定的差异。因此，项目的开发能力、融资能力和创新能力将对其盈利性产生重大影响。她还指出，深圳已在为此做好前期政策的准备工作。如果企业使用了绿色电力并获得了绿色认证，那么在深圳的碳市场试点中，就可以抵消其排放量。这样的做法是合理的，同时也有利于推动绿色发展。未来可能会推动碳市场与绿电市场的联动，向分布式用电户发放绿色认证，从而带来额外的收益。

在最后的总结中，彭澎强调，创新模式和电力市场的波动可能会产生较大的收益，而风险较大的项目可能会带来更高的收益，但在当前碳酸锂价格迅速下降（短短四个月下降了65%，其跌幅远超硅料）的大背景下，储能成本也正在迅速下降。因此，她建议，在考虑新项目时，可以优先考虑储能项目，以充分利用这一市场变动带来的机遇。

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