2024年光伏行业分布式光伏消纳专题报告：磨砺前行，曙光已现

1 成长之路：政策激励迈向市场驱动，步入高质量发展新阶段

分布式光伏是一种在用户附近建设的光伏发电设施，其核心特点在于用户能够 自发自用，并将多余的电量接入电网，与集中式光伏形成鲜明对比。这种发电模式秉 持因地制宜、清洁高效、分散布局、就近利用的原则，充分利用当地丰富的太阳能资 源，成为新能源发电方式的重要组成部分。按照屋顶类型的不同，分布式光伏可细分 为工商业系统、户用系统以及农/林/渔光互补分布式光伏等多种类型，其中工商业与 户用系统占主导地位。分布式光伏布局灵活、就近供电、运维简易。其与集中式光伏 电站各具特色，优劣互见。

1.1 发展阶段复盘：历经补贴时代，平价焕发新生

我们将中国分布式光伏分为萌芽阶段、补贴时代、重挫与复苏、平价时代四个发展阶段。

（一）萌芽阶段（2009-2012）：2009 年我国颁布推进光电建筑应用政策，分布 式光伏建设正式进入萌芽阶段。针对萌芽初期分布式光伏产业不成熟的特点，国家 颁布一系列指导意见规范光伏产业发展，解决光伏产业审批难等问题。

（二）补贴时代（2013-2017）：2013 年 7 月，国务院针对光伏产业不协调、经 营困难等重大问题，积极进行补贴政策，明确 0.42 元的度电补贴，对光伏产业的 运营管理情况进一步规范，推动标准化建设，补贴时代推动光伏产业快速发展，爆发式增长。2016 年后，在补贴政策的支持下，光伏产业技术成本大幅降低，备案审 批更简单，推动光伏产业进一步爆发式增长。

（三）重挫与复苏（2018-2020）：2018 年针对光伏产业的补贴力度开始降低， “5.31”新政限制补贴额度，分布式光伏发电由 0.42 元的度电补贴降低到 0.37 元 的度电补贴，同时缩减光伏产业的规模。2019 年工商业及户用分布式光伏度电补贴 分别下降至 0.18 元和 0.1 元，2020 年对应补贴进一步降低至 0.05 元和 0.08 元。 由此 2018 年下半年至 2019 年分布式光伏装机量减少幅度大，同时产业也日益规范 化，逐渐高质量复苏，至 2020 年分布式光伏装机量出现回转。

（四）平价时代（2021 年至今）：2021 年，国家发改委完善一系列分布式光伏 发电产业竞价政策，明确将标杆上网电价改为指导价、最高补贴标准，要求符合条 件的项目通过竞价方式确定电价，由此光伏发电实现全面平价。除此之外，2021 年 国家能源局推进分布式光伏“整县推进”，进而推进户用崛起，政策支持下以国家 能源集团为首的央企、国企进行分布式光伏深度布局，分布式光伏装机在组件价格高位下高速增长。就数量规模与空间分布方面，经济性带动装机起量与分布式新增 装机南移。

1.2 商业模式：参与方式不同，收益模式多样

我国分布式光伏电站建设的参与主体主要包括业主方、光伏电站开发商、设备 供应商、工程建设方。 根据用户主体不同，分布式光伏可分为户用分布式光伏和工商业分布式光伏两 类。 工商业分布式光伏主要商业模式： 工商业主自持模式:针对小型工商企业，运营商主要提供电站 EPC 服务，电 站资产主要以业主自持为主。运营商企业的收益主要来源于前期工程施工 和后期电站运维。 运营商持有模式:针对大型优质工商用电企业，运营商一般选择持有光伏电 站、并提供后期运维，以用电企业的电费收入为主要收益来源。

户用分布式光伏主要商业模式：  农户自持模式：开发电站的模式主要有全款安装和贷款安装。全款安装模式下， 农户将自有资金投资给 EPC 企业，分布式光伏系统的设计、采购、建设等环节 通过 EPC 招标的形式分包给工程建设企业或光伏企业，期间产生的发电量全额 上网，电费收入归农户持有；贷款安装模式下，EPC 企业协助农户向金融机构贷 款，获得资金用于投资 EPC 企业，运转流程与全款安装模式近似。 融资租赁模式：农户与光伏 EPC 企业签订协议提供屋顶资源。EPC 企业绑定金融 机构进行融资租赁，金融机构垫付电站建设前期部分资金，建成后成为资产持有方，并每年向 EPC 企业支付运维费用。合约期满后，农户可以极低的价格回购 电站资产，电费收入全归农户所有。 建成-转让(BT)模式：农户将屋顶资源提供给光伏 EPC 企业得到屋顶租金或后续 得到优惠电价，光伏 EPC 企业垫资负责光伏电站全程建设，包括设备采购、工 程施工等，电站建成后将手中的户用资产打包出售给电站收购方（主要为央国 企）、负责后续电站运维以此获得收入。

1.3 分布式需求：渗透率提速，开发潜力巨大

各省分布式渗透率继续提升，低渗透率省份成长加速。自 2021 年以来，我国分 布式光伏装机量进入快速增长时代，2022 和 2023 年全国累计装机量增速分别达到 47%和 61%，2023 及 2024 年以来，分布式光伏高渗透率省份仍有成长，例如北京、 山东、浙江、福建等地，在维持高渗透率的同时仍有小幅提升；部分低渗透率省份也 取得较大突破，其中 2023 年重庆、海南、广西、辽宁等地装机量渗透率较 2022 年提 升近 10pct 甚至更高。

技术可开发潜力巨大，渗透率仍有较高提升空间。据国家电网，综合考虑农村居 民住宅屋顶及其他建设条件情况，分布式光伏最大装机潜力有望超过 8 亿千瓦，即 使河南、山东等高渗透率分布式省份，技术开发潜力仍为当前装机量数倍，随并网消 纳问题痛点逐步解除，全国分布式光伏装机前景广阔。截至 2023 年，全国户用光伏 累计装机约 116GW，根据住宅可装面积测算，我国户用光伏潜力在 1500GW 以上， 当前户用光伏渗透率仅为 8%。我们预测 2026 年户用渗透率将达到 18%， 2024/2025/2026 年户用新增装机 53/68/86GW，2023-2026 年新增装机 CAGR 为 21%；全国工商业光伏累计装机约 139GW，根据工商业建筑可装面积测算，我国工商业光 伏潜力在 1200GW 以上，当前工商业光伏渗透率仅为 12%。我们预测 2026 年工商业 渗透率将达到 27%，2024/2025/2026 年工商业新增装机 64/74/102GW，2023-2026 年 新增装机 CAGR 为 29%；综上，预计 2024/2025/2026 年全国分布式新增装机分别为 116/143/188GW。

2 成长之困：渗透率快速提升，并网消纳问题渐显

分布式光伏装机量高增，电网承载与消纳问题显现。光伏发电后，首先需要并入 电网（离网运行的除外），其次需要满足电力系统实时平衡的运行要求才能被用户所 消费。为了做到电力系统保持平衡，分布式光伏受到并网约束和调节约束两方面制约。

并网约束是指分布式光伏发电系统接入既有电网的过程中所受到的约束。并网约束可细分为接网约束和外送约束，接网约束指光伏发电设备接入既 有电网的过程中所受到的约束，受现有变压容量、电压等制约；外送约束指 光伏发电量无法在本地完全消纳，需要外送至其他地区消纳时所受到的约 束，包括是否有外送通道、外送通道容量是否充足、外送通道建设是否与新 能源建设相匹配等。 

调节约束是指灵活性资源是否充足的约束。为了满足电力系统实时平衡的 运行要求，在新能源发电过程中，系统中的灵活性资源（能够灵活调节的火 电、抽水蓄能、电化学储能、需求侧响应等）需要响应分布式光伏发电系统 出力的变化，进行调峰调频等操作。当电力系统中灵活性资源不足时，将出 现弃光现象，并且会制约新增装机并网。

2.1 并网：分布式光伏接入，低压配电网承载压力加剧

随分布式光伏大规模接入，配电网承载压力巨大。并网消纳是近期户用光伏进一 步发展面临的越来越严峻的挑战，尤其是在渗透率较高地区。一方面配电侧可接入容 量有限，特别是农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线 路、主变上送重过载问题，近一年来在冀鲁豫的部分市县，配电网台区与线路的承载 能力已达到饱和，户用光伏在 380 伏侧接入已无容量可用，暂停了 380 伏侧的并网 申请，待扩容后再开放，这也是 2023 年户用光伏市场南移的主要原因。另一方面户 用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透率较高地区存在部分时段户用光伏所发 电量从 380 伏逐级升压甚至向 110 千伏以上高电压等级电网反送电情况，与就近就 地消纳初衷不符，从系统角度也降低了经济性。

分布式光伏并网对配电网的损耗、电能质量、安全和潮流控制都带来挑战。并网 会增加配电网的网络损耗，尤其是当光伏系统接入靠近线路尾端的位置时，损耗更为 显著；并网后若逆变器采用高频率调制，可能产生谐波，影响电能质量；若发生孤岛 效应，可能导致资源浪费和对电网工作人员安全的威胁；外界因素如自然条件和阳光 强度会影响低压配电网的潮流大小而导致功率波动，进而影响电网的电压稳定性。

目前农村地区户用分布式光伏“反送电”成主要问题。分布式光伏规模化开发 的农村地区，网架结构较为薄弱、设备水平相对落后，光伏并网增加了低压配电网 中电源的数量, 使得低压配电网的潮流变得更加繁琐。正午分布式光伏大发，不仅 出现低压侧发电向上级电网反送电情况，其反送功率甚至超过 220kV 变压器额定容 量以及接入线路额定能力，造成过载和热稳定问题。清晨与傍晚光伏出力微弱，配 电网易出现低电压，引起电压波动。同时，局部供需不平衡还造成电压抬升、谐波 和损耗问题，部分户用分布式发展较快的农村地区已经触及电网安全稳定运行的边 界。

分布式光伏规模化接入，会改变所在区域电网的净负荷曲线。分布式光伏渗透 率较低的情况下，净负荷曲线接近原始负荷曲线，整体较为平稳。随着分布式光伏 渗透率的逐步提升，表现为每日 8 时至 16 时期间，净负荷曲线与原始负荷曲线的 差异急剧增大，呈现 U 字型特征，引起功率向上级电网倒送。

分布式低压配电网承载压力已有显现。为应对分布式低压接入容量不足问题， 2023 年 6 月，国家能源局发布《开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试 点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建 6 个试点省份各选取 5-10 个试点县（市）开展试点工作，将低压配电网承载能力按照良好、一般、受限划 分接网预警等级。从预警等级结果来看，山东省、黑龙江省、河南省等分布式光伏渗 透率较高的试点省份已经呈现较大区域低压配电网承载能力不足的问题。2024 年 5 月，湖南省能源局公布的一季度各区县分布式光伏接入可开放容量结果显示，全市 123 个区县中，15 个区县被划定为红色区域。并网制约问题初现端倪，亟待解决。

2.2 调节：新能源渗透率提升，剩余调峰容量不足

风光出力不稳定且与用电负荷不匹配，可控电源调节难度增加。电力系统平稳 安全运行要求发电厂产生的电力与负荷端消耗的电力保持实时平衡。与火电、水电等 人为可控、出力稳定的能源相比，光伏系统出力具有随机性、波动性、间歇性的特点， 且出力时段与用电负荷匹配度较低，装机大比例提高会导致电力供给与电力需求时 间错配，局部时段存在弃光的问题。时间错配主要体现在两个方面：一是光伏发电存 在日内不同时间段的电力供需错配，如光伏出力主要集中在 10 点-15 点，但用电负 荷高峰集中在 8 点-10 点和 18 点-22 点，午间光伏发电大于用电导致供大于求；二是 光伏发电存在不同季度上的电力供需错配，如光伏在冬季发电能力不足，但因为制冷 和供暖需求，居民和三产在夏季和冬季用电需求较高，二产则在年底因赶工而出现用 电旺季。调节问题是分布式、集中式新能源共同的瓶颈。

新能源弃电量高增，“鸭子曲线”变“峡谷曲线”。反映加州电力系统净负荷的 “鸭子曲线”（duck curve）正转变为更加陡峭的“峡谷曲线”（（canyon curve）。“鸭子曲 线”源自美国加州电力系统模型，本质上是一天内发电所满足的电力负荷的变化图表 （净负荷=实际负荷-可再生能源发电出力），曲线因形似一只鸭子而得名。2008 年， 美国国家可再生能源实验室 （NREL）首次发现，随着光伏和其他可再生能源的增 加，该曲线呈现出独特的形状。美国加利福尼亚州屋顶分布式光伏大规模接入和电力 市场发展时出现净负荷（尖峰负载与可再生能源发电量之间落差）的“鸭子曲线”， 净负荷在上午逐步走低，14 点出现深谷，16 点后急速增长，至 18 时出现尖峰。同 时“鸭子曲线”也在目前山东、山西等地区的电力现货市场的电价中出现。

光伏消纳问题逐渐显露，24 年 Q1 光伏利用率同比下降明显。根据全国新能源 消纳监测预警中心发布的《2024 年 3 月全国新能源并网消纳情况》，2024 年 1-3 月， 全国光伏的利用率为 96%，2023 年同期为 98%；光伏利用率为 100%的省份共 6 个， 分别为上海、浙江、福建、重庆、四川、广西；光伏利用率低于 95%的省份（地区） 共 7 个，分别为湖北、陕西、河北、蒙西、甘肃、青海、西藏。午间低谷电价政策正 蔓延至全国各个省份，部分地区甚至出现零电价或负电价。山东、山西等具备电力现 货市场的新能源大省在现货电价方面多次因市场规则的不同出现“零电价”（山西） 和“负电价”（山东）。2023 年“五一”假期期间，山东实时现货交易连续 22 小时为负 电价，“十一”假期期间，山东再次出现连续 7 个小时的负电价。

我们进行了 2023-2025 年新能源剩余调峰容量的测算，测算逻辑如下：我们将 2020 年各省工作日及节假日平均用电负荷加总得到 2020 全年全国 24h 平均用电负 荷，以用电量为比例，近似得到 2023 年全年全国 24h 平均用电负荷，假设 24-25 年 逐年用电负荷增加 5%，且将火电、核电、水电、新型储能划分为可调峰电源，其中 火电划分为煤电（又分为灵活性改造后煤电及常规煤电）和气电，由于要同时考虑电 源保供和新能源消纳，其中电力保供需考虑在净负荷（净负荷=用电负荷-风光出力） 最大时：可控电源最大出力+对应时点风光出力≥此时用电负荷*（（1+备用率），由于 常规煤电、灵活性改造后煤电碳排放为上述所有电源中最大的，因此我们假设优先其 他电源开机，后优先灵活性改造后煤电开机，最后考虑常规煤电开机，由此可得出满 足保供要求的常规煤电开机容量；对于消纳方面，若假设无弃风弃光，需考虑净负荷 最小时（即消纳压力最大时）:可控电源最小出力+对应时点风光出力≤此时用电负 荷，若假设风光利用率满足 95%消纳红线，我们简化为煤电（常规煤电及灵活性煤 电）开机容量即使降低到当时最低水平，仍无法满足全部风光消纳，则我们将不等式 简化为：可控电源最小出力+对应时点风光出力*95%≤此时用电负荷，据此可算出最大调峰空间，减去当年累计风光装机量，可得到新能源剩余调峰空间。

按照可控电源十四五规划目标，23-25 年新能源剩余调峰空间逐年下降。我们按 照十四五规划（其中储能取自其中 24 省十四五规划），即 2025 年常规煤电/灵活性改 造后煤电 / 气 电 / 常规水电 / 抽水储能 / 核 电 / 储 能 累 计 装 机 分 别 为 840/410/150/380/62/70/65.85GW，2024 年按照 2023 和 2025 年的平均值，同时假设 2024 年中国光伏/风电新增装机分别为 250/90GW，2025 年分别新增 275/105GW， 2024/2025 年逐年用电量上升 5%。按照上述测算逻辑，我们测算得出风光可完全消 纳下的 2023-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 214.2/135.4/14.1GW，将在 2025 年 左右消耗殆尽；若按照 95%的消纳率，则消纳压力最大时刻仅有 95%风光电力能被 消纳，测算得出 2023-2025 年新能源剩余调峰空间分别提升为 251.8/178.2/60.9GW， 即剩余可新增的新能源装机容量。可看出随风光装机不断提升，新能源调峰能力将持 续下降，且以上测算均为理想条件，实际考虑可控电源启停调峰时序可能错配、及电 网阻塞等问题后，实际调峰空间将小于我们的测算结果。

若考虑储能增长可能远超十四五目标，25 年新能源剩余调峰空间将提升 114.4GW。实际上按照我们的预测，2024-2025 年新型储能有望远超十四五目标，假 设 2024-2025 年新型储能新增装机量分别为 82.1/131.5GWh，假设为一充一放模式， 即调峰等效装机规模分别为 41.05/65.73GW，保持其他条件不变，可测算出风光可完 全消纳下的 2024-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 185.6/130.5GW；若按照 95%的 消纳率，则 2024-2025 年新能源剩余调峰空间分别为 231.1/174.3GW，相比各省十四 五新型储能装机目标，2024 年 100%消纳率/95%消纳率下调峰能力分别提升 50.2/52.8GW，2025 年分别提升 116.4/113.4GW，有较大提升空间。

3 破局之道：循序渐进多策并举，消纳难题曙光已现

我们认为，目前分布式乃至新能源消纳问题的解决是一个循序渐进，先以政策 引导，后行业自发调整适应，最终达到电源侧与电网侧经济性相对平衡的过程。目前 还处于较前期的拉大峰谷价差、允许低压反送电、放开 95%消纳红线、鼓励配储等以 政策松绑、价格信号激励为主要形式来短时间纾解消纳难题的手段；而中期则是配电 变压器扩容改造、加快特高压建设、集中汇流、探索分布式入市交易、新能源参与调 峰以及经济性逐步提升下分布式开启强制配储等能够从配电网、电源端两侧源头性调节措施；而远期来看，最终需要建立的是以经济性配储、健全绿证制度为基础的完 善的新能源电力现货市场，特高压建设完善及配电网容量充足，以及微电网、虚拟电 厂共同协调的源网荷储一体化调节网络。

短期内分布式利益损伤无需过于悲观，长期来看降本增效度过阵痛期。短期内， 分布式光伏收益性不可避免会有一定损失，然而分布式光伏多年来降本增效，户用尤 其是工商业分布式已具备较高经济性，已经为之后逐渐承担消纳解决措施所需额外 成本留下较大空间，短期内对收益率无需过于悲观，而长期来看，分布式以及储能成 本的不断下降，将有足够经济性应对进入电力市场交易。消纳压力逐渐从电网侧、传 统能源主要承担，最终随新能源经济性提升平稳过渡到新能源侧、负荷侧、电网侧共 同承担。

3.1 前期：以政策松绑+价格信号引导，解并网消纳空间不足之急

设置分时电价，初步能够调节峰谷负荷。目前，多省以逐渐调整峰谷价差及浮动 比例，来引导用户晚峰负荷向午间和夜间转移，缓解光伏出力降低后电网调峰压力， 以价格信号引导客户主动削峰填谷，如山东于 2023 年初实施分时电价动态调整机制，一年来，午间新能源消纳空间增加约 350 万千瓦，晚高峰转移用电负荷约 200 万千 瓦，为单个企业最大节省电费 1800 万元。并且新能源装机占比已达 70%以上的冀北， 预计2023年底进一步优化分时电价机制后，预计可提升午间光伏发电消纳能力约110 万千瓦，提升夜间风电消纳能力约 65 万千瓦，缓解弃风弃光的消纳压力。

允许低压反送电、应接尽接，保证短期分布式装机空间。2021 年 10 月，国务院 印发《2030 年前碳达峰行动方案》坚持集中式与分布式并举，全面推进风电、太阳 能发电大规模开发和高质量发展。目前分布式光伏进入平价时代，对于分布式目前需 面对的高渗透率地区出现电网接入和消纳受限的问题，国家能源局明确回应：分布式 光伏有利于消减电力尖峰负荷，有利于节约优化配电网投资，有利于引导居民绿色消 费，国家积极支持开展相关工作。电网企业应充分考虑分布式光伏大规模接入的需求， 加强配电网升级改造，可采取适当反送电措施，努力做到应接尽接。

放宽 95%消纳红线，释放新能源规模及消纳空间，分布式收益率仍有韧性。在 高新能源渗透率情况下，合理弃电是经济且必要的。利用率管控目标将影响可接纳 的新能源发展规模、系统灵活资源需求和电力供应成本，设定过高利用率的消纳目 标既不经济，也将限制新能源发展规模。2024 年 5 月 23 日，国务院印发《2024— 2025 年节能降碳行动方案》，文件明确，在保证经济性前提下，资源条件较好地区 的新能源利用率可降低至 90%，对此前 95%利用率进行松绑，能够有效缓解调峰压 力，据我们测算，以预测储能装机为例，2024 年 95%/90%利用率下剩余调峰能力 分别剩余 231.1/281.6GW，2025 年则将分别剩余 174.3/242.4GW，分别能够额外释 放 50.5/68.1GW 调峰空间，即利用率要求每下降 1pct，调峰空间能够释放 10- 14GW；然而另一方面，降低光伏运营商收益率不可避免，但据我们测算，以 2023 年测算，90%利用率下集中式/户用/工商业 IRR 分别为 7.12%/7.87%/22.76%，消纳 红线放松后分布式尤其是工商业光伏相较集中式展现出更大韧性。

3.2 中期： 配电网改革建设加速，电源侧逐步承担消纳责任

3.2.1 配电网改革建设加快，集中汇流并网匹配建设进程

配电变压器扩容及线路改造加快，增加分布式接入规模。目前我国中东部分布 式新能源开发卡在了配电网建设不足上，我国北方省份户均配电容量大多在 3 千瓦 左右，而国际上如德国等发达国家和国内浙江等省份，这一数据在 6-8 千瓦，因此 若山东户均配电容量扩容到浙江水平，分布式接入容量能够提升 1-2 倍，有极大提 升空间。2024 年 2 月 6 日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于新形势下配电 网高质量发展的指导意见》，旨在解决新能源消纳问题，提升电网承载能力，确保 新能源电力能够顺利接入并有效消纳。意见指出：到 2025 年，配电网网架结构更 加坚强清晰，供配电能力合理充裕；配电网承载力和灵活性显著提升，具备 5 亿千 瓦左右分布式新能源、1200 万台左右充电桩接入能力。我们认为中期来看，以密集 新政支撑下的配电网端扩容改革，有望有效提升分布式接入容量。

特高压建设规划加速，增强光伏全局消纳能力。特高压输电线路就像电力“高 速公路”，在新能源就地消纳能力有限的情况下，通过外送通道将新能源电力输送 至用电负荷较高的发达地区，既能满足产业聚集地区用电需求，也能实现新能源电 力的有效利用。分布式光伏具有能够就地消纳的特性，消纳问题方面优于集中式大 基地，且分布式电压等级较低，和特高压不相匹配，因此特高压主要解决的是西北 地区风光大基地的消纳问题。目前电网侧建设正在逐步电源侧的发展，电网建设规 划正在加速。据《中国能源报》报道，“十四五”期间，国网规划建设特高压线路 “24 交 14 直”，涉及线路 3 万余公里，变电换流容量 3.4 亿千伏安，总投资 3800 亿元，相比“十三五”期间国网 2800 亿左右投资额，已有明显提速。

分布式探索集中汇流并网，匹配电网建设进程。集中汇流是将整村的屋顶集中， 以商业模式安装光伏并网从而取代以自然人单户安装光伏并网的新解决方案，集中 汇流方案将居民屋顶进行整合开发，根据屋顶大小和集中程度选择合适容量的逆变 器进行配置，最后将全村所有光伏项目集中汇流至一台或几台专用升压变压器，通过 10 千伏线路并入电网，可在当前电网建设周期长、变压器容量不足时扩容户用分布 式装机。当前多地户用光伏并网消纳形势严峻，在户用光伏达到一定比例的地区，已 有多地推广集中汇流模式，实现台区和线路增容，集中汇流后的光伏系统可配储、可 控、可调和参与市场。如山东省鉴于分布式光伏较为严峻的消纳、接网形势，多地尝 试以集中汇流、台区配储等方式来增加实现分布式光伏消纳扩容，目前省内已有多个 集中汇流项目落地并网，纾解消纳难题同时取得良好收益。

3.2.2 探索分布式入市交易，电源侧逐步承担消纳责任

分布式入市箭在弦上，收益率承压不可避免。由于新能源地面电站发展早于分布 式，成熟度已经较高，实际上多省地面电站已经参与电力市场化交易，全国新能源电 量参与市场化交易比例快速增长，2023 年已经达到 47.3%，其中主要是一些风光大 基地项目。然而随消纳压力加剧以及分布式装机比例迅速提升，仅仅依靠集中式来承 担消纳责任并不足够、也不公平，随着目前分布式光伏发展逐步走向成熟，我们认为 分布式光伏入市交易已是大势所趋，分布式与集中式共同承担消纳责任已箭在弦上， 2024 年 5 月 21 日，山东省发布的分布式征求意见函中已提出，“工商业’自发自用、 余电上网’模式的，上网电量按当月集中式光伏现货市场加权平均电价结算”。然而进 入电力市场化交易，光伏出力大发与负荷高峰时段不匹配，不可避免有收益率损失， 据中国电力企业联合会，2023 年山西现货市场现货机组结算均价 0.3577 元/kWh，而 光伏结算均价为 0.2440 元/kWh，新能源入市后结算价格短期将承压。

分布式具备入市基础，短期收益无需过度悲观。由于 2022 年以来，我国的大工 业、工商业项目全部参与市场化交易，工商业分布式光伏基本都执行用户侧工商业电 价，且工商业基本为自发自用，余电上网模式，因此实质上已进入电力市场化交易。 我们以 2024 年 5 月山东分时电价为例，假设工商业光伏 70%自发自用，30%余电上 网，结合光伏 24h 实际出力，假设平时/低谷/深谷/尖峰/高峰光伏出力比例分别为 25%/28%/35%/12%/0%，且假设余电上网电价入市交易，日均结算价为 0.25 元/度， 得出综合电价为 0.41 元/度，在当前组件价格进入 0.8 元/W 时代下，IRR 仍有 18%， 因此我们认为，工商业光伏已具备入市基础。而户用方面由于全额上网模式还较多， 因此可能会受到较大影响，然而我们认为户用光伏上网模式大概率不会一刀切，并且即使直接入市交易，可能也会采取区分电站已投入运营年限来划分入市比例等措施， 保护新投运户用电站利益。

绿证制度逐步完善，提升光伏运营商收益。绿证是我国可再生能源电量环境属性 的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。可交易绿证除用作可再 生能源电力消费凭证外，还可通过参与绿证绿电交易等方式在发电企业和用户间有 偿转让。目前绿证政策频发， 2023 年 8 月 3 日，国家发改委、财政部、国家能源局 联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费 的通知》，进一步健全绿证制度，实现对所有可再生能源项目的绿证核发全覆盖。2024 年 5 月 29 日，国务院印发的《2024—2025 年节能降碳行动方案》中又提出，加强可 再生能源绿色电力证书交易与节能降碳政策衔接，2024 年底实现绿证核发全覆盖。 未来，绿证和碳排放权交易市场或将实现互通，从而显著提升绿电溢价。从长期来看， 随绿证制度持续完善，光伏运营商盈利空间将大大提升，对冲一部分入市交易影响。

3.2.3 分布式配储大势所趋，经济性提升加强配储意愿

配储能将低谷时段光伏大发电力储存，尖峰时刻释放，是解决光伏消纳问题必 选之路。新能源配置储能一方面能够削峰填谷，作为重要调峰电源；另一方面能够在 峰谷价差拉大现状下，解决新能源大发时刻与用电尖峰不匹配问题，在电价较低时段 进行充电，电价较高时段进行放电，利用厂区用电的峰谷价差获取利润。总体而言， 储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电 网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中 具有多元价值。我们认为，光伏配储是光伏消纳问题的必选方案。

分布式配储需求紧迫，强制配储政策或已在路上。目前严峻的弃光风险已经极大 限制了分布式光伏的发电潜力，配储需求已十分急迫。过去，强制配置储能的政策只 存在于大型集中式光伏发电站身上，如今，随着分布式光伏成为新增装机主力，同样 的配储要求正发生在工商业、户用光伏等分布式光伏身上。据不完全统计，已明确提 及分布式配储的省份已有 12 省，其中落地强制分布式配储的省份包括浙江、山东、 河南、湖南等 4 省，其余多以鼓励、试点、推广为主要形式，各省分布式配储政策已 在路上。我们认为随目前分布式光伏渗透率快速提升、新能源消纳现状不容乐观以及分布式反送电现象日益严重，分布式强制配储已是大势所趋。

成本下行+峰谷价差持续拉大，配储经济性持续提升。一方面，受上游碳酸锂价 格快速下跌的影响，储能投资成本大幅降低，给发展新型储能带来新机遇。另一方面， 各省政策密集出台调整峰谷价差，峰谷价差的不断拉大将有利于储能套利空间持续 提升。据我们测算，以江苏分时电价为例，假设电站成本 1300 元/kWh、配储时长 2h、 循环寿命 6000 次，测算得出目前工商业储能 IRR 为 13.94%，且随着峰谷价差拉大， 储能成本下降，未来电站成本为 1100 元/kWh、平均充放价差为 1 元时，工商业储能 IRR 将达到 37.28%。经济性的持续提升，将逐步增强配储意愿。

3.3 远期：构建新型电力系统，源网荷储一体化运营

远期来看，我们认为构建新型电力系统，即“以满足经济社会发展电力需求为首 要目标、以最大化消纳新能源为主要任务,以坚强智能电网为枢纽平台,以源网荷储互 动与多能互补为支撑,具有清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动基 本特征的电力系统”，为解决新能源消纳的终极愿景，但目前仍处于探索阶段。 微电网作用不可或缺，解决分布式就近消纳。未来电网的基本形态是大电网与微 网并存。所谓广域大电网就是有机整合各种可再生能源的时空互补性，并实现资源密 集区的电力向负荷密集区的大容量远距离输送。分布式电源和微网是指就地利用分 散资源，保障用户供电安全可靠性，并可向大电网“上传”多余电力。微电网是一个 小型的、自治的电力系统，它能够在本地生成、存储和分配电力，同时也可以与传统 的大型电网系统相连或独立运行。这使得微电网在电源中断或主电网不稳定时，可以 继续为本地用户提供电力。有微电网承载的场景好比一个源网荷储无缝衔接的微循 环系统，是新型电力系统不可或缺的重要组成部分。未来随微电网逐步发展以及价值 将持续凸显，将提高电网接纳间歇性分布式电源的能力，解决规模光伏输出功率波动 的问题，提升网内功率动态平衡能力。

虚拟电厂优化分散资源调度，可更灵活实现“削峰填谷”。虚拟电厂是一种通过 先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、电动汽车等 分布式能源资源的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行 的电源协调管理系统，能够极大缓解清洁能源并网造成的冲击，降低清洁能源的不确 定性造成的影响，实现了对于清洁能源的有效消纳。综合而言，虚拟电厂既可以有计 划地消纳电力系统的电力，又可以向电力系统反向输出电力，更灵活高效的进行“削 峰填谷”等作业，并获得可观的经济收益。在中国，虚拟电厂项目基本处于前期试点 研究阶段。国家政策大力支持虚拟电厂技术的发展，提出研究推广虚拟电厂技术及能 源虚拟化技术，并因地制宜开展虚拟电厂试点示范。江苏、上海、河北、广东等地相 继开展了电力需求响应和虚拟电厂的试点。虚拟电厂作为协调分布式资源参与电力 交易市场和需求响应的能源数字化平台，在产业政策和市场需求不断加码的现期，将 迎来快速发展。

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