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1、電價政策的變化
電價作為影響新能源電站收益的關(guān)鍵因素之一，為引導(dǎo)合理有序開發(fā)新能源項目，電價政策通常作為監(jiān)管部門調(diào)控手段之一。根據(jù)統(tǒng)計，截止目前全國已經(jīng)有10個省份部分月份中午出現(xiàn)低谷電價。
中午時間段是太陽光輻照最好的時候，也是光伏電站發(fā)電最高的時候，如果在這個時間段執(zhí)行低谷電價，會導(dǎo)致“自發(fā)自用”的工商業(yè)光伏電站收益明顯下降。
最具代表性的為山東省，根據(jù)國網(wǎng)山東電力公司、山東電力交易中心發(fā)布的《關(guān)于發(fā)布2023年容量補償分時峰谷系數(shù)及執(zhí)行時段的公告》，10:00-16:00時段被納入谷段、深谷時段或平段。而山東省發(fā)改委出臺的《關(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項的通知》，自2023年1月1日起，工商業(yè)高峰時段電價上浮70%、低谷時段下浮70%、尖峰時段上浮100%、深谷時段下浮90%。
有光伏行業(yè)人士表示，綜合來看，省份、地域工商業(yè)結(jié)構(gòu)不同，分時電價對光伏系統(tǒng)影響差距很大。以遼寧省某鍛造廠2.4MW屋頂分布式項目測算（實際案例），項目自發(fā)自用率85%，按照遼寧尖峰平谷電價，綜合電價打9折為0.6004元；而如果企業(yè)在山東，按照山東最新的分時電價，最終綜合電價僅0.3427元，低于脫硫標(biāo)桿電價，對項目收益率影響非常大。
按照新的劃分標(biāo)準(zhǔn)，光照條件較好的中午時段電價由峰轉(zhuǎn)谷，導(dǎo)致項目收益減少，投資回報周期延長，部分項目受政策影響要重新談判而陷入糾紛。
2、分布式光伏參與調(diào)峰
2022年至今，山東、河南、河北等光伏大省相繼發(fā)文明確分布式光伏參與調(diào)峰。面對分布式光伏裝機快速增長帶來的消納與調(diào)峰壓力，三個省份先后出臺政策，一方面優(yōu)化調(diào)整了分時電價政策，另一方面也在不斷引導(dǎo)分布式光伏電站參與調(diào)峰。
1、河北省發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于做好春節(jié)等特殊時段河北南部電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行工作的通知》，要求將分布式光伏納入調(diào)峰范圍。主要內(nèi)容如下：各市電力運行管理部門于2022年12月31日前組織當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)企業(yè)、分布式光伏并網(wǎng)主體簽訂并網(wǎng)調(diào)峰協(xié)議。非戶用分布式光伏需全部簽訂并網(wǎng)調(diào)峰協(xié)議，逾期未簽訂的優(yōu)先安排其參與調(diào)峰。鼓勵戶用分布式光伏簽訂并網(wǎng)調(diào)峰協(xié)議，公平承擔(dān)調(diào)峰義務(wù)。需新能源參與運行調(diào)整時，應(yīng)按照“先集中式、后分布式”，“先非戶用、后戶用”的順序組織。如安排分布式光伏參與調(diào)峰，需提前向河北省發(fā)改委報告。
2、國家能源局河南監(jiān)管辦印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善河南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易規(guī)則的通知（征求意見稿）》。通知提出，根據(jù)電力運行實際需要，在原有電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易規(guī)則基礎(chǔ)上，決定對參與輔助服務(wù)市場交易主體范圍和有償調(diào)峰基準(zhǔn)等進(jìn)行修訂完善，將省內(nèi)10（6）千伏及以上電壓等級并網(wǎng)的分散式風(fēng)電、分布式光伏（不含扶貧項目）納入市場主體范圍，參與河南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場管理，按現(xiàn)行交易規(guī)則中新能源電廠調(diào)峰費用分?jǐn)傓k法進(jìn)行輔助服務(wù)費用分?jǐn)偂８鶕?jù)市場發(fā)展情況，逐步將所有新能源發(fā)電企業(yè)納入輔助服務(wù)市場交易主體范圍。
3、國家能源局山東監(jiān)管辦公室發(fā)布《關(guān)于做好 2022年春節(jié)及重大活動期間電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行工作的通知》，提出：春節(jié)期間，以保障電網(wǎng)安全和供熱穩(wěn)定為前提，在常規(guī)手段無法滿足電網(wǎng)調(diào)峰需要的負(fù)荷低谷時段，要按照"先集中式、后分布式"、"先非戶用、后戶用"和"公平、公正、公開"的原則，合理安排新能源電力參與調(diào)峰，以保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。2021年12月28日，山東省能源局發(fā)布《關(guān)于切實做好分布式光伏并網(wǎng)運行工作的通知》（魯監(jiān)能安全規(guī)〔2021〕94號）。通知提出：強化安全運行條件,實現(xiàn)分布式光伏精準(zhǔn)監(jiān)控調(diào)度：完善分布式光伏功率采集、遠(yuǎn)程控制技術(shù)措施,電網(wǎng)負(fù)備用不足或其他原因需要調(diào)峰時,保證分布式光伏按照電力調(diào)度機構(gòu)指令有序上網(wǎng)消納。10千伏及以上分布式光伏項目,要按照省級電力調(diào)度機構(gòu)對集中式光伏場站的數(shù)據(jù)接入質(zhì)量要求,將運行信息直接實時上傳至地區(qū)電力調(diào)度機構(gòu),滿足采集、監(jiān)視、控制要求,具備并實現(xiàn)接收、執(zhí)行地區(qū)電力調(diào)度機構(gòu)指令進(jìn)行功率控制功能部署。隨后，山東省出臺了《低壓分布式光伏計量采集典型設(shè)計方案》，對不同規(guī)模低壓分布式（主要是戶用光伏）的設(shè)計提出了要求。根據(jù)文件，為了保障國家整縣屋頂分布式光伏規(guī)?；_發(fā)試點工作順利開展，要實現(xiàn)可觀、可測、可控。因此，2022 年底前要實現(xiàn)：1）完成低壓分布式光伏高頻采集通信全覆蓋，具備低壓分布式光伏上網(wǎng)負(fù)荷日預(yù)測能力；2）新增光伏用戶具備遠(yuǎn)程即時控制和柔性控制能力，全部低壓分布式光伏用戶具備遠(yuǎn)程控制能力。
3、分布式光伏納入市場偏差費用分擔(dān)
2022年國家能源局河南監(jiān)管辦印發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步完善河南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場交易規(guī)則的通知》，通知提出，推進(jìn)分布式新能源參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場，根據(jù)“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”的原則，將省內(nèi)10（6）千伏及以上電壓等級并網(wǎng)的分散式風(fēng)電、分布式光伏（不含扶貧項目）納入市場主體范圍，參與河南電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場管理，按現(xiàn)行輔助服務(wù)交易規(guī)則中新能源電廠調(diào)峰費用分?jǐn)傓k法進(jìn)行輔助服務(wù)費用的分?jǐn)?。根?jù)市場發(fā)展情況，逐步將所有新能源發(fā)電企業(yè)納入輔助服務(wù)市場交易主體范圍。
2022年，山東印發(fā)《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知（征求意見稿）》，提出，2022年7月起，山東省內(nèi)10千伏及以上電壓等級并網(wǎng)的非戶用分散式風(fēng)電、分布式光伏（不含扶貧項目）將納入市場偏差費用分?jǐn)偡秶òC組啟動費用、特殊機組補償費用、調(diào)頻服務(wù)費用和優(yōu)發(fā)優(yōu)購曲線匹配偏差費用）；2023年1月起，山東省內(nèi)全部非戶用分散式風(fēng)電、分布式光伏（不含扶貧項目）以及新建并網(wǎng)的戶用分布式（不含扶貧項目）將納入市場偏差費用分?jǐn)偡秶ｋm然，在正式文件終稿中，刪除了“分布式新能源參與電力市場”、“將分布式新能源納入市場主體范圍，與集中式新能源場站同等參與市場偏差費用分?jǐn)?rdquo;的內(nèi)容（山東省電力市場的偏差費用根據(jù)不同情況約為0.8~2分/kWh不等。不需要繳納此項費用，相當(dāng)于電價減少了近2分/W的損失?。?，但是隨著分布式能源并網(wǎng)規(guī)模不斷增大，是為了促進(jìn)電力行業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展，將其納入調(diào)峰范疇進(jìn)行偏差考核或分?jǐn)偲钯M用已然是趨勢。
4、分布式光伏參與市場化交易
按照頂層規(guī)劃，到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，新能源全面參與市場交易，電力資源在全國范圍內(nèi)得到進(jìn)一步優(yōu)化配置。
國家能源局印發(fā)《國家能源局2022年深化“放管服”改革優(yōu)化營商環(huán)境重點任務(wù)分工方案》（國能綜通法改[2022]45號）（簡稱《方案》）?！斗桨浮芬螅苿臃植际桨l(fā)電市場化交易。完善市場交易機制，支持分布式發(fā)電就近參與市場交易，推動分布式發(fā)電參與綠色電力交易。而早在2017年，國家發(fā)改委及國家能源局就已經(jīng)印發(fā)《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源[2017]1901號）、《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的補充通知》（發(fā)改辦能源〔2017〕2150號），要求各地方組織建設(shè)分布式發(fā)電市場化交易試點。隨著分布式能源裝機體量的不斷提高，根據(jù)加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的精神，以及分布式發(fā)電市場化交易試點的推廣。
7月20日，國家能源局新能源司新能源處處長邢翼騰在“光伏行業(yè)2023年上半年發(fā)展回顧與下半年形勢展望研討會”上致辭，邢翼騰提到：針對社會普遍關(guān)注的分布式光伏納入綠色電力證書體系事宜，國家能源局正在加強完善綠色電力證書制度，做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋相關(guān)工作。
邢翼騰認(rèn)為，光伏產(chǎn)業(yè)機遇與挑戰(zhàn)并存今年上半年，光伏發(fā)電因疫情后項目集中投產(chǎn)等多方面原因，新增裝機規(guī)模大幅增長，電力消納及電網(wǎng)接入矛盾更加凸顯，行業(yè)大起大落的風(fēng)險也在加大。整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點以及戶用光伏開發(fā)仍有侵害農(nóng)戶利益等情況發(fā)生，需要進(jìn)一步規(guī)范；隨著分布式光伏規(guī)?？焖贁U(kuò)大，配電網(wǎng)承載力不足矛盾突出，分布式光伏參與電力市場已經(jīng)提上議事日程等。這些問題需要各方共同努力推動解決。
邢翼騰建議，堅持系統(tǒng)觀念，更好融入新型能源電力系統(tǒng)。目前，我國正在加快建設(shè)新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)，作為裝機規(guī)模第二大電源，光伏行業(yè)肩上的責(zé)任更大，面臨的壓力更大，要主動適應(yīng)系統(tǒng)，積極融入系統(tǒng)。要進(jìn)一步降低成本，促進(jìn)低成本轉(zhuǎn)型，破解能源轉(zhuǎn)型的“不可能三角”。要優(yōu)化電站設(shè)計，加強功率預(yù)測準(zhǔn)確性，確保光伏電力發(fā)得出、用得好；要深入研究新能源參與電力市場，積極做好包括分布式在內(nèi)的光伏發(fā)電全面進(jìn)入電力市場的各項準(zhǔn)備。國家能源局也將會同和配合有關(guān)方面研究適應(yīng)新能源特點的電力市場機制，穩(wěn)定投資預(yù)期。
然而著眼當(dāng)下，新能源電站參與電力交易普遍陷入兩難境地，與售電公司簽訂中長期合同時，因出力曲線不能單獨滿足正常用電需求，無法達(dá)到理想的中長期合約價格，而現(xiàn)貨交易，當(dāng)光伏大發(fā)時（中午時段），現(xiàn)貨市場價格往往很低，收益并不理想。
但從國際市場經(jīng)驗來看，隨著新能源大規(guī)模并網(wǎng)，以電價換消納，零電價、負(fù)電價事件或?qū)⒂l(fā)頻繁。這也預(yù)示著，未來新能源投資將由曾經(jīng)的確定性轉(zhuǎn)變?yōu)椴淮_定性，企業(yè)的投資策略、收益測算模型、運營等均將變革。
5、分布式光伏配置儲能
在分布式光伏市場迎來爆發(fā)期的同時，其對電網(wǎng)穩(wěn)定性的沖擊以及自身消納的問題愈發(fā)不容忽視。在全國新能源消納監(jiān)測預(yù)警中心發(fā)布的2022年二季度全國新能源電力消納評估分析中就曾提到，部分省市分布式光伏開發(fā)消納承壓，分布式光伏快速發(fā)展，規(guī)模擴(kuò)大導(dǎo)致在項目備案、并網(wǎng)消納、投資收益等方面逐漸暴露出一些問題，需要進(jìn)一步政策引導(dǎo)。
由此，市場對于儲能的需求進(jìn)入了“新階段”，自中央到地方也相繼出臺多個鼓勵分布式光伏配儲文件。國家層面，2021年5月，國家能源局《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》提出“在確保安全前提下，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。戶用光伏發(fā)電項目由電網(wǎng)企業(yè)保障并網(wǎng)消納。”
地方層面，已經(jīng)有浙江、江蘇、山東、河北等多個省市區(qū)出臺了分布式光伏配儲政策，分布式光伏配建儲能已經(jīng)逐漸成為發(fā)展趨勢。
盡管分布式光伏市場長遠(yuǎn)發(fā)展迫切需要儲能的加持，各地方或強制或鼓勵光伏項目配置儲能，但“分布式光伏+儲能”路徑上仍舊存在多重阻礙。一是光伏項目配置儲能的”經(jīng)濟(jì)賬“是否算得過來；二是儲能作為調(diào)節(jié)電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的有效措施之一，在用電量巨大的我國始終未能迅速發(fā)展起來的原因之一就是電池存在較多安全隱患。
6、參與CCER、綠證、綠電交易
國家能源局近日發(fā)布的關(guān)于政協(xié)第十三屆全國委員會第五次會議第01691號(經(jīng)濟(jì)發(fā)展類110號)提案答復(fù)的函中提到，將配合生態(tài)環(huán)境部等部門做好綠電交易、綠證交易與碳排放權(quán)交易之間的銜接，研究將戶用光伏納入碳排放權(quán)交易市場。
7月7日，《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》（征求意見稿）發(fā)布，預(yù)計今年第三季度國內(nèi)CCER將正式重啟，據(jù)業(yè)內(nèi)人士透露，分布式光伏大概率可以開發(fā)CCER，從而產(chǎn)生額外的收益。以100MW工商業(yè)光伏電站為例，一年可以減少6萬噸左右二氧化碳減排量，碳價按50元/噸計算，100MW電站通過CCER大概一年有300萬左右的收益（收益和電站總發(fā)電量、交易的碳價以及電網(wǎng)排放因子都有關(guān)系，是動態(tài)的），扣除第三方碳資產(chǎn)開發(fā)公司的開發(fā)費用，業(yè)主大概會有200W左右的收益。
以上政策的變化，將會為分布式光伏電站開發(fā)帶來諸多影響：
積極方面：
1、有利于按照公平合理的原則規(guī)范整個行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，同時分布式光伏項目開發(fā)更趨理性，避免盲目投資；
2、有利于新能源消納。拉大峰谷價差，可以引導(dǎo)用電企業(yè)盡可能將用電負(fù)荷集中到光伏出力的主要時段，有利于新能源的消納，同時也盡可能的減少由于新能源快速增長給電網(wǎng)的沖擊；
3、有利于電力市場新業(yè)態(tài)的發(fā)展。電力系統(tǒng)峰更高、谷更深的特點以及輔助服務(wù)市場不斷完善，使得煤電機組靈活性改造、儲能、可調(diào)負(fù)荷、虛擬電廠等新業(yè)態(tài)獲得了更為積極的價格引導(dǎo)信號，有利于新業(yè)態(tài)的快速、蓬勃發(fā)展；
4、參與綠證、綠電交易擴(kuò)大收益來源。
消極方面：
1、工商業(yè)光伏電站違約風(fēng)險加大。工商業(yè)光伏電站“自發(fā)自用”部分需要與用戶結(jié)算，簽訂的原高電價能源管理協(xié)議可能難以順利履約，導(dǎo)致違約風(fēng)險增加；
2、工商業(yè)分布式光伏電站開發(fā)受阻。峰谷時段的重新劃分，導(dǎo)致工商業(yè)分布式光伏電站的收益率將進(jìn)一步降低。而且由于目錄電價取消疊加現(xiàn)貨交易，導(dǎo)致能源管理協(xié)議中的固定電價更加難以確定，電價的不確定性，意味著項目收益率無法測算，更進(jìn)一步導(dǎo)致項目債權(quán)融資困難，影響項目開發(fā)建設(shè)；
3、分布式光伏項目開發(fā)造價成本提高。隨著分布式項目參與調(diào)峰市場，要求分布式光伏電站按照省級電力調(diào)度機構(gòu)對集中式光伏場站的數(shù)據(jù)接入質(zhì)量要求進(jìn)行建設(shè)，同時具備高、低電壓穿越能力，對逆變器功能要求更高，從而提高造價水平。此外，配置儲能要求也會導(dǎo)致項目開發(fā)造價成本提高；
4、分布式光伏項目收益降低，投資回收期延長。分布式光伏項目參與調(diào)峰、納入市場偏差費用分擔(dān)會導(dǎo)致項目收益降低，投資回收期延長；
5、分布式光伏項目投資開發(fā)不確定性進(jìn)一步增加。分布式光伏項目參與市場化交易，交易電價按照市場機制形成，具有很大不確定性。進(jìn)而對項目收益測算提出較大挑戰(zhàn)，影響項目開發(fā)決策。
原標(biāo)題：注意！近期行業(yè)這些變化將影響你家光伏電站收益?
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