彭澎提到，在過去的五年中，地面電站的裝機量經(jīng)歷了一次高峰期，出現(xiàn)在2017年。然而，時隔五年，在2022年，地面電站的新增裝機量才再次超過了2017年，這顯示了當年地面電站裝機量增長的迅速，得益于補貼支持。

中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎作《分布式+儲能的發(fā)展趨勢》主旨報告。

她還指出，過去幾年分布式光伏的主要增長來自戶用領(lǐng)域。去年，工商業(yè)領(lǐng)域的分布式光伏裝機容量增長超過了300%，從7.4GW增至26GW，對于導致這一現(xiàn)象的深層次原因，彭澎認為，是由于東部地區(qū)的地面電站開發(fā)將基本結(jié)束。國土和自然資源部已明確第三次全國土地調(diào)查總體方案，對地面電站的開發(fā)進行了限制。例如，廣東省目前還沒有找到合適的用地，但一旦找到，項目將立即啟動。一旦明年完成并網(wǎng)，中東部地區(qū)的土地資源將得到充分利用。之后，東部地區(qū)的發(fā)展將主要依靠分布式光伏項目。

2022年，分布式光伏仍呈現(xiàn)東強西弱的格局

2022年，分布式光伏仍呈現(xiàn)東強西弱的格局，即土地面積較小的東部地區(qū)的裝機量較大，這表明光伏裝機仍受制于消納能力。河南、河北和山東是戶用光伏裝機量前三的省份，而浙江、江蘇和山東是工商業(yè)光伏裝機量前三的省份。總體來看，山東和河北的新增裝機量并列第一，每年新增裝機量均超過900萬千瓦。這些省份主要分布在東部地區(qū)。

彭澎指出，分布式光伏的客戶安裝驅(qū)動力主要來自電價上漲。去年，由于極端氣候，省間現(xiàn)貨電價達到了每千瓦時10元的高價，這是史無前例的，隨著工商業(yè)全面進入電力市場，電價的波動性加劇，使得電力市場形勢比預期更加復雜。未來五年，電價上漲趨勢明顯，但在整體上漲背景下，市場結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)溝壑縱橫的趨勢。主要原因是占比70%的火電價格上漲。最近，煤價已達到每噸1000元，根據(jù)煤炭價格逢千必漲的觀點，煤價一旦達到這一水平，就會繼續(xù)上漲。而這導致許多發(fā)電集團在火電領(lǐng)域面臨巨大虧損。

中國各省的電力市場結(jié)構(gòu)正逐漸形成獨特的特性，就像美國各州的情況一樣，每個省份都有自身的電力需求和供應特點。廣東和廣西之間，湖南和湖北之間的經(jīng)濟差距都反映在各自電力市場的峰谷價格和出現(xiàn)時間周期的大幅差異上，而在東部地區(qū)，由于減煤壓力大，能耗雙控政策對電力系統(tǒng)的影響尤其顯著，這對當?shù)卣恼咧贫óa(chǎn)生了重要影響。政府在制定政策時往往傾向于維持較低的電價，以保障電力的經(jīng)濟負擔性和吸引更多制造業(yè)的發(fā)展，然而，電力市場的復雜性在電價上漲趨勢出現(xiàn)時尤為明顯。去年，電力現(xiàn)貨市場的開放導致了較高的損益電費。這種虧損主要發(fā)生在省間現(xiàn)貨電力交易中，以浙江為例，當省內(nèi)電力需求高峰時，不得不從省間現(xiàn)貨市場購買高價電力，然后以低價向用戶供電，造成巨大虧損，但由于政府和電網(wǎng)公司并不承擔這些虧損，各省的工商業(yè)企業(yè)可能被迫來分攤這些損失，具體的分攤比例則根據(jù)各省的實際情況而定。這將對中國電力市場的發(fā)展產(chǎn)生深遠影響。

彭澎進一步指出，去年的情況非常特殊。以長江電力為例，作為中國著名的水電企業(yè)，其2022年的年報數(shù)據(jù)顯示，雖然總發(fā)電量同比減少了10.92%，但是水電在整個電力供應體系中的比例不到20%，水電減產(chǎn)的絕對量并不高。然而，降低1%的產(chǎn)量卻可能導致電價翻倍，這不是線性關(guān)系。俄烏戰(zhàn)爭也是類似情況，天然氣缺口可能只有5%，但價格卻可以漲五倍。 

她還舉例說明了在去年的七、八月份，浙江省的損益電費達到了約900億元的規(guī)模。小企業(yè)需承擔的電費負擔急劇上升，對于小型制造業(yè)來說，電費的增長引發(fā)了嚴重的擔憂。這一情況也促使浙江的工商業(yè)分布式光伏增長迅猛。值得注意的是，即使在光伏組件價格高漲的情況下，浙江工商業(yè)中約一半的比例都是業(yè)主自投。業(yè)主們主張盡早安裝光伏系統(tǒng)，盡管這可能意味著更高的光伏組件成本，但他們認為省下來的電費可以彌補這部分成本，而這種情況并非浙江獨有，如安徽省去年的損益電費也達到了40億元，盡管安徽并不是經(jīng)濟較發(fā)達的省份。這種大規(guī)模的電費損失對小企業(yè)以及當?shù)卣紟砹藟毫Α?/p>

為了解決這個問題，浙江政府曾要求五大發(fā)電集團每度電截留部分利潤以彌補損益電費的虧空，但僅有浙能表示同意。隨后，政府又要求售電公司截留利潤，但同樣沒有得到全面的同意。因此，這一負擔最終由全省的工商業(yè)承擔。

彭澎指出，損益電費問題在電價波動的背景下長期存在，這是電力市場的客觀現(xiàn)象。如果損益電費持續(xù)上升，可能會刺激本地工商業(yè)盡可能增加光伏設備的安裝，以降低從售電公司和電網(wǎng)購買的電量，而分布式光伏用戶現(xiàn)在面臨的是一個現(xiàn)貨市場，其電價基于基礎電價進行折扣。當用戶電價降低，折扣電價也隨之下調(diào)。隨著裝機量的增長，山東去年對分時峰谷曲線進行了調(diào)整，使得光伏發(fā)電的黃金時間變?yōu)楣入?，從而引導用戶在中午和白天使用更多電力。因此，配備儲能系統(tǒng)的分布式光伏項目越來越普遍，因為在電價較低的時段可以通過儲能調(diào)整供電。

為什么是河北和山東兩省成為電價調(diào)整的首發(fā)省份？

河北和山東兩省因其大量的光伏裝機量成為電價調(diào)整的首發(fā)省份。去年，河北的光伏新增裝機量居全國之首，達到934萬千瓦，山東則緊隨其后，達到926萬千瓦。在存量項目方面，山東全國第一，達到4270萬千瓦，河北約為3855萬千瓦。這兩個省份的電網(wǎng)靈活性基本上已消耗殆盡，他們必須通過電價機制鼓勵在中午和白天使用更多電力，以及增加儲能項目。

彭澎認為，盡管目前電價調(diào)整尚未擴大到其他省份，但隨著光伏累計安裝量的持續(xù)增長，未來可能會發(fā)生。解決之道可能在于日內(nèi)調(diào)整電價和增加儲能設施。河南已經(jīng)在準備發(fā)布政策，要求分布式光伏項目配備儲能，這種趨勢的傳導速度可能會比預期更快。

對于綠色電力項目而言，廣東是優(yōu)質(zhì)項目的領(lǐng)頭地區(qū)。高電價地區(qū)的項目具有更高的價值。廣東通過調(diào)整峰谷時間段并新增尖峰電價，在時間維度上實現(xiàn)了更好的光伏發(fā)電情況。由于市場化程度較高，廣東的電力市場具有較大的靈活性。去年，廣東市場現(xiàn)貨電價表現(xiàn)相當不錯，盡管在5月和6月較低，但在7月、8月和9月，整體現(xiàn)貨電價接近0.7元。廣東市場也明確了到2025年全省新興儲能產(chǎn)業(yè)營業(yè)收入達到六千億元的目標，并為新建儲能項目提供了綠色通道和可能的省級財政補貼。

電力市場項目企業(yè)的增加盈利來源

彭澎提出，分布式光伏和儲能項目的盈利能力，是與創(chuàng)新模式以及電力市場的波動性緊密相聯(lián)的。面對電力市場的日益增長復雜性，項目的選擇以及前期準備工作對于其盈利性的影響將愈發(fā)顯著。未來，每個項目的盈利情況可能會出現(xiàn)一定的差異。因此，項目的開發(fā)能力、融資能力和創(chuàng)新能力將對其盈利性產(chǎn)生重大影響。她還指出，深圳已在為此做好前期政策的準備工作。如果企業(yè)使用了綠色電力并獲得了綠色認證，那么在深圳的碳市場試點中，就可以抵消其排放量。這樣的做法是合理的，同時也有利于推動綠色發(fā)展。未來可能會推動碳市場與綠電市場的聯(lián)動，向分布式用電戶發(fā)放綠色認證，從而帶來額外的收益。

在最后的總結(jié)中，彭澎強調(diào)，創(chuàng)新模式和電力市場的波動可能會產(chǎn)生較大的收益，而風險較大的項目可能會帶來更高的收益，但在當前碳酸鋰價格迅速下降（短短四個月下降了65%，其跌幅遠超硅料）的大背景下，儲能成本也正在迅速下降。因此，她建議，在考慮新項目時，可以優(yōu)先考慮儲能項目，以充分利用這一市場變動帶來的機遇。

本文根據(jù)現(xiàn)場視頻整理，未經(jīng)發(fā)言人審核。