2013年，全國戶用安裝數(shù)僅有1547戶，2019年底，全國戶用安裝總量突破100萬戶，此后增速更是一路猛漲。截至2023年9月，全國戶用光伏累計安裝戶數(shù)已超過500萬戶，累計裝機容量突破1億千瓦，達到1.05億千瓦。

2023下半年開始，保障性收購電量開始逐步出現(xiàn)瓶頸，消納端的問題浮出水面，地方開始出現(xiàn)“保量不保價”或“保價不保量”的現(xiàn)象。多省發(fā)布分布式光伏管理，均提到要求戶用光伏可關可控可調(diào)、承擔電力系統(tǒng)調(diào)峰成本，并且逐步進入電力市場化交易等要求。

日前，華能新能源廣東分公司作為廣東省內(nèi)第一個具備市場主體資格的分布式光伏發(fā)電企業(yè)（編號001），完成了戶用分布式光伏第一筆綠電交易，成為了南方區(qū)域乃至全國第一批參與綠電的戶用分布式光伏項目。

作為在戶用光伏市場較為活躍的投資方之一，2023年上半年，華能新能源戶用光伏裝機已經(jīng)突破6GW，目前分布式光伏裝機規(guī)模預計已超過10GW。該項目更是受到多方關注。

據(jù)了解，此次華能新能源4個項目以“連續(xù)競價、滾動撮合”的方式參與了廣東省3月綠電集中交易（事后），綠色環(huán)境價值成交價格8元/兆瓦時，高于本場交易均價3.24%，成交電量達交易上限，項目綜合結(jié)算電價達到461元/兆瓦時，高于燃煤基準價，開拓了戶用分布式光伏項目新的盈利增長點，為后續(xù)更大規(guī)模入市積累了寶貴經(jīng)驗。

配儲成戶用最優(yōu)解？

近年來，國家能源局組織開展整縣（市、 區(qū)）推進屋頂分布式光伏開發(fā)試點工作，央國企大力布局，使戶用光伏發(fā)展形成規(guī)模化效應。同時，光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格的下降進一步刺激了戶用光伏的增長。2023年，全國戶用分布式光伏新增裝機4348.3萬千瓦，累計裝機容量超1.15億千瓦，相當于約5個三峽電站的總裝機容量。

但在亮眼成績的背后，消納危機悄然而至。2023年四季度以來，安徽、廣東、河南、湖南等超過20個省、市地區(qū)出臺政策規(guī)范分布式光伏市場，其中包括暫緩分布式光伏備案，或規(guī)定不得開工、不予并網(wǎng)情形。據(jù)統(tǒng)計，全國已有超過200個縣（市、區(qū)）分布式光伏無新增接入空間。

2023年11月，遼寧省發(fā)展改革委對《關于規(guī)范發(fā)展分布式光伏的通知（征求意見稿）》 為例，文件中提到，按照《分布式電源接入電網(wǎng)承載力評估導則》評估為黃色、紅色等級的受限地區(qū)，對于已建成和已開工項目，電力公司應采取措施，應接盡接；對于已備案未開工項目，電力公司告知暫緩建設；未備案項目，由相關審批部門告知暫緩備案，等待電網(wǎng)承載力改善后再繼續(xù)備案工作。

2024年3月29日，遼寧省發(fā)改委發(fā)布關于發(fā)布2024年第一季度全省分布式光伏接入電網(wǎng)承載力評估結(jié)果的公告，公布了《全省符合國家要求新能源利用率水平的分布式光伏可開放容量結(jié)果展示圖》，鞍山、鐵嶺、營口等十多個區(qū)域被標記為紅色受限地區(qū)。

從實際情況看，備案前置條件會越來越多。新能源項目大量入市后，在由于容量明顯不足造成消納難未解決的情況下，分布式光伏能否繼續(xù)大規(guī)模開發(fā)也成為疑問。

現(xiàn)階段，儲能被看作是解決消納問題最直接的手段。

目前，全國各省的地面光伏電站幾乎都需要配置電化學儲能，且儲能配比也日益增長。從最初的10%、2小時，到目前有要求50%、2小時，配儲帶來的成本壓力日益增加，也吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益。

2023年以來，全國至少14省出臺了省級或縣市級的分布式光伏管理辦法近30個，大多數(shù)政策均提到了“配置電化學儲能”。目前，各省均為鼓勵配置，尚未強制配置。然而，一旦分布式光伏配儲，也一定會面臨地面電站配儲相同的成本問題。

目前我國農(nóng)村地區(qū)戶用光伏單個系統(tǒng)容量大多在20-30千瓦，即使將戶均配網(wǎng)容量提升到6千瓦，再考慮80%的容量上限，也僅能滿足16-24%的用戶直接接入低壓側(cè)的需求，對于達到和接近這一比例的地區(qū)，必須創(chuàng)新模式。

市場化帶來增益新選擇

2023年，國網(wǎng)在河南、河北、山東做過調(diào)研，指出戶用光伏存在“不交稅、不分攤、不調(diào)峰、不配儲、不入市”五大問題。要知道，分布式光伏的發(fā)電方式和消納模式導致其難以充分融入電力市場，實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置。這不僅限制了分布式光伏的經(jīng)濟效益，也影響了其在能源轉(zhuǎn)型中的作用發(fā)揮。因此，推動分布式光伏的市場化進程，提高其市場化程度，是促進行業(yè)可持續(xù)發(fā)展的關鍵所在。

3月18日，國家發(fā)展改革委發(fā)布《全額保障性收購可再生能源電量監(jiān)管辦法》，以推動新型電力系統(tǒng)建設，規(guī)范電力市場相關成員全額保障性收購可再生能源電量行為。

《監(jiān)管辦法》第4條提出，可再生能源發(fā)電項目的上網(wǎng)電量包括保障性收購電量和市場交易電量。保障性收購電量是指按照國家可再生能源消納保障機制、比重目標等相關規(guī)定，應由電力市場相關成員承擔收購義務的電量。市場交易電量是指通過市場化方式形成價格的電量，由售電企業(yè)和電力用戶等電力市場相關成員共同承擔收購責任。

隨著保障小時數(shù)的逐漸降低，市場化交易電量必然增加。

4月18日，河南發(fā)改委發(fā)布三個“源網(wǎng)荷儲一體化項目”的征求意見稿。提出，對用電量較大的工業(yè)企業(yè)，結(jié)合自身用電特性，通過充分發(fā)揮負荷調(diào)節(jié)能力、合理利用周邊新能源資源建設屋頂光伏或分散式風電、適當配置儲能設施等，提升綠電使用比例和系統(tǒng)運行效率，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲一體化運行。同時兩個突破的提出也意味著河南基本實現(xiàn)了隔墻售電。

“隔墻售電”是分布式發(fā)電市場化交易的通俗說法，即是允許分布式光伏電站通過配電網(wǎng)將電力直接銷售給周邊的電力用戶，而不是先低價賣給電網(wǎng)，再由用戶從電網(wǎng)高價買回。

蘇州工業(yè)園區(qū)分布式光伏發(fā)電市場化交易試點項目

此舉意味著光伏項目發(fā)電量不再綁定一個用戶，可以有更多種選擇。對于屋頂面積大而用電量小的業(yè)主而言，隔墻售電模式可以更科學地利用屋頂資源，有利于提升分布式光伏發(fā)電項目的投資價值。

也可將“隔墻售電”看做一種自用形式，據(jù)測算，在“全額自用”的模式下，分布式光伏發(fā)電項目的 IRR可達到 19%，投資回收期約為6年；而在“全額上網(wǎng)“模式下，IRR 為12%，投資回收期約為11 年。因此，“隔墻售電”有望顯著提升企業(yè)微電網(wǎng)項目整體經(jīng)濟性。

據(jù)小盒子了解，2022年，全國新能源40%的電量參與市場化交易；2023年前八個月，47%左右的新能源電量參與市場化交易；2024年，預期超過50%的新能源電量將參與市場化交易。未來，新能源將進入一個以“市場化交易電價”為主的新時代，度電成本的下降、政策支持、綠色能源需求的增加將使得可再生能源在電力市場的交易熱度越來越高，當今的主要矛盾和未來的市場空間都呼喚著傳統(tǒng)電力市場的改革。

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