政策变化对分布式光伏项目开发的影响

发布时间：   来源:刘金凯

(文章来源：微信公众号：JK-Liu新能源从业笔记 作者：刘金凯)

在“双碳”目标以及构建新型电力系统的背景之下，光伏行业进入了高速发展时期，装机规模迅猛增长，尤其是分布式光伏在整县推进等相关政策的扶持下进入了“超高速”发展期，但随着大规模分布式光伏电站的并网，导致项目在备案、并网消纳、投资收益等方面逐渐暴露出一些问题，需要进一步政策引导。本文将对政策变化对分布式光伏项目的影响进行简要分析。

一、政策变化

1、电价政策的变化

电价作为影响新能源电站收益的关键因素之一，为引导合理有序开发新能源项目，电价政策通常作为监管部门调控手段之一。以山东为例，2022年11月29日，山东省发改委印发《关于工商业分时电价政策有关事项的通知》，对2023年分时电价、时段以及浮动比例进行了调整。虽然此次政策并未明确具体的峰谷时段，但结合此前山东省发布的《关于发布2023 年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》，可以发现在光伏大发的时段，即10:00-16:00基本被纳入了谷段、深谷段或者平段。而在此前的划分规则中，9:00-11:00和15:00-22:00则属于高峰时段，在夏冬两季，10:00-11:00更是被定义为尖峰时段。而且，自2023年1月1日起，工商业高峰时段电价上浮70%、低谷时段下浮70%、尖峰时段上浮100%、深谷时段下浮90%。而此前政策，高峰和低谷时段的上下浮动比例均为50%，尖峰时段电价较高峰时段上浮20%。

2、分布式光伏参与调峰

2022年至今，山东、河南、河北等光伏大省相继发文明确分布式光伏参与调峰。面对分布式光伏装机快速增长带来的消纳与调峰压力，三个省份先后出台政策，一方面优化调整了分时电价政策，另一方面也在不断引导分布式光伏电站参与调峰。具体详见河北省发改委印发《关于做好春节等特殊时段河北南部电网安全稳定运行工作的通知》（冀发改运行[2022]1559号）、国家能源局河南监管办印发《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知（征求意见稿）》、国家能源局山东监管办公室发布《关于做好 2022年春节及重大活动期间电网安全稳定运行工作的通知》、山东省能源局发布《关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》（鲁监能安全规〔2021〕94号）等相关政策文件。

3、分布式光伏纳入市场偏差费用分担

2022年国家能源局河南监管办印发《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知》，通知提出，推进分布式新能源参与调峰辅助服务市场，根据“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，将省内10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）纳入市场主体范围，参与河南电力调峰辅助服务市场管理，按现行辅助服务交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用的分摊。根据市场发展情况，逐步将所有新能源发电企业纳入辅助服务市场交易主体范围。

2022年，山东印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》，提出，2022年7月起，山东省内10千伏及以上电压等级并网的非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围（包括机组启动费用、特殊机组补偿费用、调频服务费用和优发优购曲线匹配偏差费用）；2023年1月起，山东省内全部非户用分散式风电、分布式光伏（不含扶贫项目）以及新建并网的户用分布式（不含扶贫项目）将纳入市场偏差费用分摊范围。虽然，在正式文件终稿中，删除了“分布式新能源参与电力市场”、“将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊”的内容，但是随着分布式能源并网规模不断增大，是为了促进电力行业可持续健康发展，将其纳入调峰范畴进行偏差考核或分摊偏差费用已然是趋势。

4、分布式光伏参与市场化交易

国家能源局近日印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》（国能综通法改[2022]45号）（简称《方案》）。《方案》要求，推动分布式发电市场化交易。完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。而早在2017年，国家发改委及国家能源局就已经印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源[2017]1901号）、《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150号），要求各地方组织建设分布式发电市场化交易试点。随着分布式能源装机体量的不断提高，根据加快建设全国统一电力市场体系的精神，以及分布式发电市场化交易试点的推广，未来分布式光伏极有可能参与市场化交易。

5、分布式光伏配置储能

国家能源局数据显示2021年我国分布式光伏新增装机已经超过集中式电站，2022年上半年，我国新增分布式光伏装机19.653GW，占新增光伏装机的63.6%。随着大规模分布式光伏电站的并网，其对电网稳定性的冲击及自身消纳问题愈发突出，因此储能的需求也就更为明显。目前从中央到地方也相继出台多个鼓励分布式光伏配储文件。国家层面，2021年5月，国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》提出“在确保安全前提下，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。户用光伏发电项目由电网企业保障并网消纳。”地方层面，已经有浙江、江苏、山东、河北等多个省市区出台了分布式光伏配储政策，分布式光伏配建储能已经逐渐成为发展趋势。

二、影响分析

以上政策的变化，将会为分布式光伏电站开发带来诸多影响，具体包括：

1、积极方面

（1）通过政策的引导，将有利于按照公平合理的原则规范整个行业健康可持续发展。同时，分布式光伏项目开发更趋理性，避免盲目投资；

（2）有利于新能源消纳。拉大峰谷价差，可以引导用电企业尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，有利于新能源的消纳，同时也尽可能的减少由于新能源快速增长给电网的冲击；

（3）有利于电力市场新业态的发展。电力系统峰更高、谷更深的特点以及辅助服务市场不断完善，使得煤电机组灵活性改造、储能、可调负荷、虚拟电厂等新业态获得了更为积极的价格引导信号，有利于新业态的快速、蓬勃发展。

2、消极方面

（1）工商业分布式光伏电站违约风险加大。户用光伏主要为全额上网模式，峰谷时段调整对其收益影响暂不明显。工商业分布式光伏电站一般为自发自用、余电上网模式，上网部分电量与电网直接按照燃煤标杆电价结算，收益暂时不会受到影响，但自用部分需要与用户结算，签订的原高电价能源管理协议可能难以顺利履约，导致违约风险增加。

（2）工商业分布式光伏电站开发受阻。峰谷时段的重新划分，导致工商业分布式光伏电站的收益率将进一步降低。而且由于目录电价取消叠加现货交易，导致能源管理协议中的固定电价更加难以确定，电价的不确定性，意味着项目收益率无法测算，更进一步导致项目债权融资困难，影响项目开发建设。

（3）分布式光伏项目开发造价成本提高。随着分布式项目参与调峰市场，要求分布式光伏电站按照省级电力调度机构对集中式光伏场站的数据接入质量要求进行建设，同时具备高、低电压穿越能力，对逆变器功能要求更高，从而提高造价水平。此外，配置储能要求也会导致项目开发造价成本提高。

（4）分布式光伏项目收益降低，投资回收期延长。分布式光伏项目参与调峰、纳入市场偏差费用分担会导致项目收益降低，投资回收期延长。

（5）分布式光伏项目投资开发不确定性进一步增加。分布式光伏项目参与市场化交易，交易电价按照市场机制形成，具有很大不确定性。进而对项目收益测算提出较大挑战，影响项目开发决策。

三、结论

随着大规模分布式光伏电站的建成并网，项目监管政策将会更加趋于理性完善。因此，新能源项目投资开发主体需要加强对政策的研究理解，同时也需要随行就市，把降本增效作为持续努力目标，寻找更适合市场发展的商业模式。

光伏园网站 发布的文章及资讯信息仅用于知识传播之目的，如有侵权请联系微信pvyuan2，欢迎投稿。