"野蠻生長的瘋狂”
回望2002年的中國光伏市場，國內光伏市場還處在襁褓中，過高的投資成本讓民間資本望而卻步，幾乎所有的在建項目都是政府主導的示范項目，靠著國際援助和財政支持得以推進。而后在實施西藏無電縣計劃、光明工程等項目時，國家開始推行初始投資補貼。直至2007年，光伏項目才真正開始實行標桿電價，開始了商業化發展的道路。但彼時，投資者最看重的便是資源和規模，開發熱潮涌向土地成本低及光照資源豐富的西部區域。而分布式光伏在國內的發展可以說是從2007年才開始的，金太陽工程與光電建筑應用示范工程啟動,國家先后組織四期項目招標，涉及項目規模合計6.6GW ,極大的推動分布式光伏的發展。直至2012年底分布式光伏的裝機比重首次超過光伏電站的50%。經過幾年固定上網電價政策的摸索，我國開始對分布式光伏出現明顯的政策傾斜，2014年國家發改委開始針對不同光照資源區域定制三檔上網電價，而分布式光伏的補貼則固定為0.42元每度電。隨著光伏行業的快速發展，技術成本大幅下降，國家順勢下調了光伏電站標桿電價，但分布式光伏的補貼強度仍然維持在原有水平，同時對項目不設規模限制、備案及并網手續大幅簡化，如此種種讓分布式光伏的投資價值得以凸顯。此外，電價下調帶來的搶裝潮褪去后，行業迎來了光伏組件價格的跳水下跌，相比利潤空間不斷被壓縮的地面電站，高收益的自發自用模式分布式光伏項目迎來了投資熱潮。國家能源局統計數據顯示，2017年中國光伏發電新增裝機53.06GW ,其中，光伏電站33.62GW ，同比增長11%;分布式光伏19.44GW，同比增長3.7倍。截至2017年12月底，全國光伏發電累計裝機達到130.25GW，,其中光伏電站100.59GW ,分布式光伏29.66GW。
鏈 接 1 : 分布式發電是指接入配電網運行、發電量就近消納的中小型發電設施 . 主要包括：以液體或氣體為燃料的內燃機、微型燃氣輪機、太陽能發電(光伏電池、光熱發電)、風力發電、生物質能發電等。 分布式光伏發電是指建在用戶需求側，通過光伏組件將太陽能轉化為電能的發電方式。
"斷奶"的陣痛
從2018年開始，分布式光伏也走向了補貼退坡的十字路口，度電補貼降至0.37元。隨后的"531"新政更是將2018年需補貼的項目指標被限制在10GW ，大量準備按著既定"630"節點并網的項目因面臨著無補貼的壓力而放棄推進，很多連支架都搭好的項目都直接宣布停工，特別是全額上網項目和部分自用比例相對較低的項目的開發大面積懸停。加之大的金融環境緊縮，主流的分布式光伏開發機構紛紛出現了現金流壓力，放緩了自投分布式光伏的步伐，均期望通過總包的方式賺取工程利潤來維持相關業務。市場上少數還在繼續自投/自持分布式光伏的中國新能源資產投融資與交易平臺(以下簡稱"新能投平臺")合作客戶自531以來向我們提出的工商業分布式的商務邊界條件越發收緊，普遍要求項目自用比例超過80%甚至90%，要求電價優惠幅度不能大于85折甚至95折，投資方眼中的好屋頂越來越難求。說到底，這樣的市場行為變化無非源自投資方對于成本與收入的綜合考量。就成本端而言，市場普遍對組件成本下降有著較高的預期，待到初始投資成本降到一定程度，部分項目的收益預期趨好，能體現一定的經濟性;就收入端而言，也就是售電量大小、售電價格高低、電費收繳是否及時、是否有補貼及補貼是否按時發放的問題，反映到現實請況，便是屋頂資源與消納資源存在的不均衡和不匹配、電費收取不確定性及電價補貼不確定性的問題。
盡管"531"新政極大打擊了市場主體的投資信心，但隨著下半年光伏組件價格快速下調，分布式光伏的增長并沒有放緩，仍然是光伏裝機增長的主力，增長容量總體可觀。據中電聯的統計數據，2018年1-11月，我國新增裝機38.22GW ,而分布式光伏占光伏總新增裝機50%。
在經歷"531"新政洗禮的陣痛后，分布式光伏市場還將面臨全新的政策形勢，穩步推進的分布式發電市場化交易機制以及箭在弦上的可再生能源配額制無疑將對分布式光伏市場帶來直接的影響，分布式光伏或就此進入全新的發展周期。
市場化交易機制醞釀新的市場藍圖
近年來隨著電力改革力度不斷加大，以廣東、江蘇等省份為代表的電力市場建設取得令人矚目的成績，在電力交易組織、電力交易結算體系及電力交易技術支持系統等積累了豐富經驗，這為進一步開展分布式能源的電力市場化交易打下了良好的基礎。根據中國電力企業聯合會的數據顯示,2018年1-9月，全國全社會用電量累計51061億千瓦時，全國電力市場交易電量(含發電權交易電量)合計為14457億千瓦時，市場交易電量占全社會用電量比重為28.3%。
2017年10月國家發改委、國家能源局聯合發布《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》發改能源〔2017〕1901號，拉開了分布式光伏市場化交易試點的序幕。文件對開展分布式光伏發電市場化交易的交易對象、交易規模、交易機制及交易模式等主要內容進行了詳細的規定。
交易對象及規模，接網電壓等級在35干伏及以下的項目，單體容量不超過20兆瓦(有自身電力消費的，扣除當年用電最大負荷后不超過20兆瓦)。單體項目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦，接網電壓等級不超過110千伏且在該電壓等級范圍內就近消納。
鏈接2：分布式光伏相對集中式光伏有以下特點：
1、分布式發電位于電力費場所或與之相鄰，電力無需遠距離及升降壓傳輸。
2、與集中式發電供電方式比，具有減少電力損耗、節省輸電費用以及減少對土地和空間占用的優點，特別是可就近利用清潔能源資源。
交易機制與交易模式，分布式發電市場化交易的機制是：分布式發電項目單位(含個人)與配電網內就近電力用戶進行電力交易;電網企業(含社會資本投資增量配電網的企業)承擔分布式發電的電力輸送并配合有關電力交易機構組織分布式發電市場化交易，按政府核定的標準收取“過網費”，交易模式有分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易、分布式發電項目單位委托電網企業代售電及電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量。
這其中的“過網費”是指電網企業為回收電網網架投資和運行維護費用，并獲得合理的資產回報而收取的費用，其核算在遵循國家核定輸配電價基礎上，應考成分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離。文件明確要求分布式發電“過網費”標準按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定。“過網費”具體由所在省(區、市)價格主管部門依據國家輸配電價改革有關規定制定，并報國家發展改革委備案。“過網費”核定前，暫按電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價(含政策性交叉補貼)扣減分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價。
鏈接3：分布式發電項目三種交易模式：
(一)分布式發電項目與電力用戶進行電力直接交易，向電網企業支付“過網費”，交易范圍首先就近實現，原則上應限制在接入點上一級變壓器供電范圍內。
(二)分布式發電項目單位委托電網企業代售電，電網企業對代售電量按綜合售電價格，把除過網費”(含網損電)后將其余售電收入轉付給分布式發電項目單位。
(三)電網企業按國家核定的各類發電的標桿上網電價收購電量，但國家對電網企業的度電補貼要扣減配電網區域最高電壓等級用戶對應的輸配電價。
鏈接4：過網費舉例：某電力用戶以10千伏電壓等級接入電網，一個5兆瓦分布式發電項目接入該10千伏線路所在變電站的高壓側35千伏，則過網費=10千伏輸配電價-35千伏輸配電價;若一個30兆瓦分布式發電項目接入35千伏側，但功率已超過該電壓等級供電范圍平均用電負荷，則過網費=10千伏輸配電價-110千伏輸配電價。
簡單來理解就是在電力市場化交易前，電網是完全實行"統購統銷"，賺取電廠上網電價和用戶銷售電價的差價，而在電力市場化交易的背景下，要改為 "準許成本+合理收益"的輸配電價模式，現行的輸配電價機制基本是按"郵票法"實行，跟電力用戶購買電量的電氣路徑并沒有多大關系。例如對廣州的某一造紙企業而言，其通過長協或競價市場來購電，無論最后購買的是來自中山某國企燃氣電廠的電(220KV接入)還是來自佛山某民營燃煤電廠的電(100KV接入)，用戶需承擔的輸配電費是不變的。而對于分布式光伏的過網費核定，需綜合考慮分布式發電市場化交易雙方所占用的電網資產、電壓等級和電氣距離，這充分體現了分布式能源的特異性，無疑將成為電改進程中里程碑式的一個重大突破。據了解，目前各試點申報省份均在開展相關過網費的核定工作。
試點情況
據何繼江老師此前發布的初步統計，目前全國已有35個省(區)開展了分布式光伏市場化交易試點的申報工作，十多個省(區)已明確了試點區域或項目。試點申報要求的材料中非常重要的就是《電網接入及消納意見》、《電網服務承諾》等文書，而目前很多申報試點的申報流程就卡在這個環節。分布式電力交易的市場化將直接減少電網的輸配電收入，可以說將切走電網又一塊蛋糕;同時分布式電源天然的不穩定性對電網的安全、穩定、可靠提出了更高要求，電網沒有動力是可以理解的。但從更高的政治站位來看，分布式的市場化交易的趨勢不可阻擋，只是需要博弈的時間。盡管截止目前分布式市場化交易試點的進展不盡如人意，但隨著可再生能源配額制的推行，我們期待新的一年我們能在這一塊看到新的推進。
強制配額制箭已在弦
為建立促進可再生能源發展的長效機制，兼顧緩解可再生能源階段性補貼壓力的核心目的，2018年，國家能源局就"可再生能源配額制"于3月、9月、11月三次征詢意見。最新一稿文件明確了可再生能源電力配額制將如何實施和可再生能源電力配額指標確定和配額完成量核算方法，同時公示了各省(區、市)2018及2020年可再生能源電力總量配額指標及各省(區、市)非水電可再生能源電力配額指標。2018年配額指標用于各地區自我核査，2020年配額指標用于指導各地區可再生能源發展。自2019年1月1日起正式進行配額考核，2019年度配額指標將于2019年第一季度另行發布。配額制的考核辦法歷經數次公開征求意見，對于考核主體的界定已基本明確，包括配售電公司(包括電網企業在內)、電力批發市場購電電力用戶及擁有自備電廠的企業在內的多個主體將成為主要考核對象。配售電公司承擔其售電量對應的配額，電力用戶及自備電廠企業則承擔用電量對應的配額。配額義務主體可以通過完成可再生能源銷售和消費來完成配額，也可以購買其他主體超額配額或綠色電力證書。
消納渠道全面放開市場空間進一步擴大
在電力市場化交易機制下，分布式電站的運營商將變被動為主動，有充分的機會參與市場競爭。某外資集團曾向新能投平臺表示其對電力市場化交易的期望非常高，目前其在國內自有的屋頂總面積超過3,500萬平方米，但具備高比例自發自用條件的占比還不大，目前已開發的項目不足100MW。考慮到其屋頂普遍位于中東部用電負荷的集中區域，周邊用戶資源非常豐富，若市場化交易全面鋪開，其屋頂光伏生產的電力將可以就近輸送給其所在電壓等級消納范圍的內其他用戶。按慣常的做法，電站在用戶工商業電價的基礎上給予一定電價優惠即可，開發空間將非常巨大。我們預計在電力市場化交易機制的推動下，此前不具備優質消納條件的大量閑置優質屋頂也將成為"香饃饃"，隔墻售電的市場行為或將常態化。
鏈接5:市場化交易售電收入測算:
以珠三角某物流園區屋頂為例測算分布式光伏市場化交易的收益情況:
現有珠三角某物流園區，其自有屋頂覆蓋面積10萬平方米彩鋼瓦，擬安裝10MW分布式光伏，接入35KV等級變壓站，并為園區物流企業A供電，由于園區內物流企業A目前自動化水平還較低，年自用電量比例約50%。我們假設企業A光伏發電時段自用工商業電價加權平均0.7元左右，電站供電按8折給予電價折扣，全額上網部分電價按三類資源區標桿電價為0.75。電站所在地年利用小時數按1000h估算。另外，園區附近3公里同一變電臺區內有一家工業企業B，白天年用電量超過1000萬度電，用電電壓等級10KV，假設光伏發電時段其自用工商業電價加權平均也為0.7元左右。分布式光伏國補暫按0.37元每度計算。
過網費：電力用戶接入電壓等級對應的省級電網公共網絡輸配電價-分布式發電市場化交易所涉最高電壓等級的輸配電價=0.3299-0.3049=0.025元/kwh
總體而言，在本例中全額上網部分若同市場化交易能通過自由交易直接出售給其他就近消納的工商業企業，項目售電收入能增長10%。
補貼退坡現金流改善
在可再生能源補貼缺口不斷擴大及光伏裝機成本加速下降的背景下，分布式光伏用戶側平價上網已初步具備實現條件，而發電側的平價還有一段距離要走。未來一方面我們將看到分布式光伏的補貼進一步加速退坡，補貼規模不斷縮小;按照分布式光伏市場化試點的要求，雖然對于納入分布式發電市場化交易試點的可再生能源發電項目建成后自動納入可再生能源發展基金補貼范圍，按照全部發電量給予度電補貼，但光伏發電、風電度電補貼要求適度降低(單體項目容量不超過20兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于10%;單體項目容量超過20兆瓦但不高于S0兆瓦的，度電補貼需求降低比例不得低于20%)。另一方面我們也看到能源主管部門對分布式光伏支持的決心仍然沒有變，相關補貼政策不會一刀切的終止，還會繼續扶持產業的發展。
總體而言，補貼退坡及分布式光伏的規模管理會一定程度減輕可再生能源發展基金面臨的補貼支付壓力。但由于存量的可再生能源補貼基本都是固定按20年來執行，補貼規模還是非常巨大的，補貼延發的情況預計短期內不會有明顯的改善，而補貼換綠證便可能是一劑對癥良藥。在配額制的強制機制下，綠證是可以流通的履約載體，配額存在缺口的履約主體可以選擇購買綠證來履行配額義務，與其承受資金壓力，等候"遙遙無期"的補貼，光伏運營商或許會傾向選擇直接申請核發綠證，在電力市場中交易綠證及將其直接變現。具有較好流動性的綠證無疑能幫助運營商及時回收補貼資金，大幅改善電站運營的現金流狀況。另外，在分布式市場化交易機制下，電網負責電力的輸配，收取過網費，而售電電費將全權通過電網代理結算，分布式光伏電費收繳不及時風險得到降低，電網的高信用將為售電收入現金流的穩定性提供了保障。
綠色電力投資及消費提供發展新動力
盡管配額制的靴子還未最終落地，但在強制考核的預期下，電力負荷集中的長三角、珠三角及津京冀等地區可再生能源電源資源已然成為各方角逐的主戰場，特別是在可再生能源裝機比例還較低地區或將掀起新_輪的投資熱潮。以廣東為例，盡管最新的配額制征求意見稿已經將廣東省2020非水可再生能源配額指標由7%調低至4.5% ,廣東省完成考核指標的難度仍然較大。我們看到近年來幾大央企電力集團及地方國企紛紛發力廣東省大型海上風電項目，近海淺水區及深水區的競爭都非常激烈。而諸多其他玩家則將目光投向中小型分布式光伏、分布式地面電站及分散式風電等領域。特別是在珠三角地區優質工商業分布式光伏資源的爭奪上，大小魚搶食，可謂非常激烈。
而從另一角度來說，我們預計配額制考核將刺激大量的電力用戶開始自投或以合同能源管理的方式建設屋頂分布式光伏。目前參與廣東電力交易市場的大用戶共有773家，一般用戶8375家，他們可能都將面臨配額制的考核。按最新一稿的配額制管理辦法，若通過電力市場購買可再生能源電力后配額還存在缺口，他們可以購買其他主體超額完成指標或購買綠證。毫無疑問，利用自有屋頂自投分布式光伏無疑是具有吸引力的選項之一。就新能投平臺了解的情況，此前因為屋頂可裝機規模太小或投資回收期太長等種種原因而遲遲未開展屋頂分布式光伏建設的工業企業都開始蠢蠢欲動，將綠色能源事項提上了議程。另外，在全球追求綠色低碳發展的大背景下，出于社會責任及企業品牌形象的考慮，諸多行業龍頭企業都開始更加重視自身及供應鏈企業的綠色生產問題。比如以蘋果為代表的外資企業，對其供應鏈企業提出了要消納綠色電力的要求，但這些企業一直苦于沒有更好的方式來實現真正地消費綠色電力，一方面他們將更有意愿自建可再生電源以實現綠色電力消費的自給自足;另一方面在對外購買電力時，在同等競爭條件下，他們無疑將優先選擇綠色電力。
市場趨于多元化
首先是服務的多元化。隨著"增量配電網"、"互聯網+智慧能源"、"多能互補(用戶側)"、 "新能源微電網"等多批試點項目陸續下發，我們發現分布式能源在其中均要扮演重要的角色。分布式光伏運營商未來可能不再是單一電站投資運營者，其擁有分布式能源靠近用戶側的得天獨厚優勢，能做發電、也能做售電，還能提供包括負荷管理、節能服務、可再生能源配額及碳交易履約服務在內其他綜合服務，形成覆蓋"發、儲、配、售及其他綜合服務"各個環節的的多元服務體系。
其次是投資主體的多元化。拋開特別注重項目規模的大型央企及國有能源投資企業不談，目前各大組件制造商及電氣設備制造商等光伏產業鏈上中游企業因其消化自有設備的需求進行投資，具有先天的財優勢;且其對系統投資成本下降最為敏感，仍然將是市場上持有和投資分布式光伏的主力;地方性能源集團、上市公司關聯產業基金及大型外資能源投資公司也正大步入場;其他民營的小型能源服務商則著力在小而精的分布式光伏項目上，致力打造風險分散但物理分布相對集中的分布式電源矩陣，為未來搶占綜合能源服務鋪平道路;另外地產、物流、環保及其他具有濃烈行業背景的轉型企業等也在利用自有資源不斷發力，未來也必將占領不小的份額;一個競爭充分、充滿活力及資源合理配置的分布式光伏市場格局或將形成。
最后便是技術及應用場最的多元化。隨著市場發展及技術進步的相互促進，未來光伏薄膜、新型鈣鈦礦材料等其他新型高效光伏材料將進一步涌現發展，光伏+充電樁，光伏+綠色建筑、光伏+地鐵、光伏+物流及光伏+旅游等新的應用場景也將大放異彩。
鏈接6 :12月12日，由科華恒盛投資建設的廣州地鐵魚珠車輛段5MW光伏項目由“試運行”轉為"正式運行'’的啟動儀式，在廣州市廣州地鐵魚珠段廠區內隆重舉行.該項目是目前國內規模最大的結合地鐵交通的分布式光伏電站，項目團隊從開工到并網發電，歷時4個月，終于實現這一創舉。運行期內，項目年平均發電量能達到420萬千瓦時，每年可替代1623.45噸煤炭消耗，實現節能降耗、綠色可持續發展的目標。
結語
經歷十幾年醞釀和發展，分布式光伏市場目前正處在快速增長向穩定發展過渡的轉折點，只有在政府同市場主體共同的配合和努力下，才有可能實現行業的可持續的穩定發展。現階段的分布式光伏市場投資總體已趨于理性，但未來分布式項目補貼退坡機制、規模管理、市場化交易推進步驟及配額制落地情況都還有待進一步明確，分布式光伏市場可能迎來全新的挑戰，也可能同時面臨新的發展機遇。我們相信伴隨著政策預期不斷明晰、市場化機制不斷完善、技術不斷進步、行業不斷壯大，一個良性、有序、多元且可持續發展分布式光伏市場是值得期待的。
