截至2024年6月底，全國(guó)光伏發(fā)電裝機(jī)容量7.13億千瓦，其中集中式光伏4.03億千瓦，分布式光伏3.1億千瓦；2024年上半年，全國(guó)光伏新增并網(wǎng)1.02億千瓦，其中集中式光伏4960萬(wàn)千瓦，分布式光伏5288萬(wàn)千瓦。從數(shù)據(jù)不難看出，我國(guó)分布式光伏項(xiàng)目占據(jù)了存量項(xiàng)目的43.7%，在增量項(xiàng)目中更是超過了半壁江山。

雖然分布式光伏項(xiàng)目在實(shí)際開發(fā)中存在這樣或那樣的問題（如糾紛多、自發(fā)自用電費(fèi)賬期長(zhǎng)等），但客觀現(xiàn)實(shí)告訴我們，分布式光伏項(xiàng)目不存在要不要繼續(xù)開發(fā)的疑問，而是如何持續(xù)開發(fā)好、持續(xù)良性發(fā)展的問題。

（來(lái)源：北極星售電網(wǎng) 作者：曹亮 王文清）

工商業(yè)屋頂分布式項(xiàng)目作為分布式光伏項(xiàng)目的重要組成部分，對(duì)助力我國(guó)實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)和促進(jìn)電力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以來(lái)，各地“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”工商業(yè)屋頂光伏項(xiàng)目的自用電價(jià)簽約價(jià)格持續(xù)走低，不少存量項(xiàng)目的屋頂業(yè)主（用電方）也提出了降電價(jià)的訴求，這種現(xiàn)象甚至還進(jìn)一步導(dǎo)致了部分存量項(xiàng)目“自發(fā)自用”電費(fèi)的回收賬期變長(zhǎng)，對(duì)分布式光伏項(xiàng)目的開發(fā)建設(shè)造成了一定的影響。

本文對(duì)“自發(fā)自用”簽約電價(jià)走低的原因進(jìn)行了分析；探討了簽約電價(jià)的合理邊界；以東南某省為例，對(duì)“自發(fā)自用”電價(jià)的合理期望值進(jìn)行了測(cè)算，旨在為工商業(yè)分布式項(xiàng)目的開發(fā)提供簽約電價(jià)方面的參考。不足之處，歡迎讀者批評(píng)指正。

一、“自發(fā)自用”簽約電價(jià)走低的原因

（1）分布式光伏項(xiàng)目單位建設(shè)投資下行的影響。光伏組件價(jià)格從2023年初的1.5元/W左右持續(xù)跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，項(xiàng)目的單位造價(jià)隨之降低，在滿足相同的財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率前提下，“自發(fā)自用”電價(jià)客觀上具備了一定幅度的讓利空間。從財(cái)務(wù)測(cè)算角度，項(xiàng)目收益對(duì)于電價(jià)最為敏感，其次才是造價(jià)，所以造價(jià)的大幅降低，并不能帶來(lái)電價(jià)同等幅度的下行。

（2）光伏項(xiàng)目開發(fā)商業(yè)模式多元化的影響。部分民企投資方采用“（資本金+融資）投資+建設(shè)”的模式，其在建設(shè)過程中已通過EPC過程獲利頗豐，若以前期投入的資本金為基準(zhǔn)，在3個(gè)月左右的建設(shè)周期內(nèi)，就獲得了兩位數(shù)以上的凈利潤(rùn)率，后期的電費(fèi)收入只需要覆蓋融資的財(cái)務(wù)費(fèi)用（含當(dāng)期應(yīng)還本金）即可。以這樣的商業(yè)模式來(lái)開發(fā)項(xiàng)目，“自發(fā)自用”電價(jià)確實(shí)可以簽的很低，但是這種模式對(duì)于屋頂業(yè)主存在較高的風(fēng)險(xiǎn)，畢竟光伏項(xiàng)目是25年期的資產(chǎn)，其間需要高質(zhì)量的運(yùn)行維護(hù)（包括屋頂?shù)姆缆┭a(bǔ)漏）來(lái)確保屋頂業(yè)主的各項(xiàng)權(quán)益，從基本人性角度衡量，投資建設(shè)方在建設(shè)過程中已經(jīng)賺到了足額的快錢，后期的運(yùn)維并不是其關(guān)注的重點(diǎn)，且不論投資建設(shè)方自身的經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)和存續(xù)周期問題。

（3）電力市場(chǎng)化交易，尤其是電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)傳導(dǎo)的影響。從宏觀來(lái)看，隨著全國(guó)光伏裝機(jī)達(dá)到7.1億千瓦，達(dá)到同期全國(guó)電力裝機(jī)容量的23%，光伏出力時(shí)段的高度集中特征，極大的削弱了光伏電量在電力市場(chǎng)化交易中的議價(jià)權(quán)，甘肅、新疆等西北地區(qū)的電力盈余省份光伏電量上網(wǎng)電價(jià)已經(jīng)進(jìn)入0.1x元/kWh區(qū)間，且基本上光伏的大發(fā)時(shí)段均被設(shè)置為上網(wǎng)電價(jià)的低谷時(shí)段。各省電力供需情況雖存在較大差異，但總體上來(lái)看，批發(fā)市場(chǎng)的價(jià)格信號(hào)不可避免的會(huì)向分布式“自發(fā)自用”電價(jià)傳導(dǎo)，由此引發(fā)了“自發(fā)自用”協(xié)議電價(jià)持續(xù)降低的現(xiàn)象。

二、“自發(fā)自用”電價(jià)的合理邊界

從基本邏輯來(lái)看，“自發(fā)自用”電價(jià)的“期望值”是存在一個(gè)合理區(qū)間的，協(xié)議電價(jià)太低顯然會(huì)損害投資方的投資意愿，而電價(jià)太高則會(huì)顛覆“自發(fā)自用”模式自身存在的必要性。

（1）電價(jià)的下限值由項(xiàng)目投資方的投資意愿決定。自發(fā)自用協(xié)議電價(jià)不能低于同區(qū)域全額上網(wǎng)分布式光伏項(xiàng)目的上網(wǎng)電價(jià)，目前國(guó)內(nèi)大部分地區(qū)的分布式光伏項(xiàng)目均屬于保障性收購(gòu)范疇，其上網(wǎng)電價(jià)基本參照該地區(qū)的脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)；部分現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行地區(qū)（如山東），分布式項(xiàng)目的上網(wǎng)電量部分，結(jié)算價(jià)參照當(dāng)月集中式光伏項(xiàng)目的現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算均價(jià)。相較于地面光伏項(xiàng)目，屋頂分布式光伏項(xiàng)目的運(yùn)營(yíng)期風(fēng)險(xiǎn)和運(yùn)維工作量都增加了不少，客觀上必須通過比地面項(xiàng)目更高的電價(jià)來(lái)疏導(dǎo)該部分的風(fēng)險(xiǎn)及額外投入。

（2）電價(jià)的上限值由用電方的購(gòu)買意愿決定。在工商業(yè)用戶的生產(chǎn)工藝和用電時(shí)段相對(duì)確定的前提下，用戶通過電力市場(chǎng)化交易購(gòu)電，將會(huì)形成各個(gè)時(shí)段的購(gòu)電平均電價(jià)（零售市場(chǎng)的顆粒度一般不會(huì)太高，通常分為尖峰、平段、低谷）。既然“自發(fā)自用”電量是用于替代同時(shí)段的市場(chǎng)化交易電量，那它就應(yīng)該比同時(shí)段的交易結(jié)算電價(jià)（結(jié)算電價(jià)=市場(chǎng)化交易電價(jià)+線損電價(jià)+電度輸配電價(jià)+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)+政府性基金及附加）低，否則用戶就沒有使用光伏自發(fā)電量的意愿和必要性。

（3）其他因素的影響。如通過“自發(fā)自用”電量實(shí)現(xiàn)能耗指標(biāo)的替代，或者降低碳排放的目的，這些屬于部分工業(yè)用戶的關(guān)注點(diǎn)，尚不具有普遍性，本文暫不討論此類因素對(duì)于“自發(fā)自用”電價(jià)的影響。

三、某省的算例

正如拋開劑量談毒性是耍流氓，無(wú)視不同省份的電力供需實(shí)際狀況去泛談“自發(fā)自用”電價(jià)降幅也同樣不合理，以我國(guó)東南某用電大省為例，在測(cè)算“自發(fā)自用”電價(jià)合理期望值時(shí)，考慮的測(cè)算邊界主要有以下幾點(diǎn)：

邊界條件（1）：由于售電公司代理購(gòu)電時(shí)與具體用戶的電價(jià)簽約模式較多，難以作為普遍參照，故本文取電網(wǎng)代理購(gòu)電的尖（峰）、平、谷電價(jià)作為用戶側(cè)分時(shí)電價(jià)的參考價(jià)格（本文取2024年9月電網(wǎng)代理購(gòu)電電價(jià)）。

邊界條件（2）：某省的光伏發(fā)電典型日出力曲線。用于統(tǒng)計(jì)光伏發(fā)電項(xiàng)目在每個(gè)時(shí)段所發(fā)電量在其當(dāng)日全口徑發(fā)電量中的占比。

邊界條件（3）：用戶在光伏出力的各個(gè)時(shí)段具有相近的消納占比，即：余電上網(wǎng)和自發(fā)自用電量，在各時(shí)段全口徑發(fā)電量中的占比相對(duì)恒定。這個(gè)邊界條件屬于假設(shè)條件，看似苛刻，實(shí)際上因?yàn)槠髽I(yè)作息和光伏出力特征的反差，余電上網(wǎng)更大概率發(fā)生在午間低谷電價(jià)時(shí)段，即：用戶在低谷時(shí)段使用的“自發(fā)自用”電量在同時(shí)段全口徑發(fā)電量中的占比更低，結(jié)合邊界條件（1）、（2）可知：附加了假設(shè)的邊界條件（3）后，對(duì)電價(jià)期望值的計(jì)算結(jié)果是起到拉低的貢獻(xiàn)，使得計(jì)算結(jié)果更為保守。

顯而易見，自發(fā)自用電價(jià)期望值的上限，是假設(shè)各時(shí)段“自發(fā)自用”電量均來(lái)自于公共電網(wǎng)，以電網(wǎng)代理購(gòu)電分時(shí)電價(jià)乘以相應(yīng)時(shí)段光伏發(fā)電量占比的加權(quán)方式得到，即：

電價(jià)期望值（上限）=∑電網(wǎng)代理購(gòu)電分時(shí)電價(jià)x光伏分時(shí)發(fā)電量占比（%） （公式1）

下表列出了該省2024年9月1～10（20）千伏供電等級(jí)電網(wǎng)代理購(gòu)電工商業(yè)用戶電價(jià)、相應(yīng)的峰平谷時(shí)段劃分，以及光伏相關(guān)典型日發(fā)電數(shù)據(jù)（百分比）。

注：

1、該省1月、7月、8月、12月等4個(gè)月有尖峰時(shí)段，本算例取向相對(duì)保守，故不取尖峰月份的電價(jià)。

2、不同地區(qū)的發(fā)電數(shù)據(jù)存在差異，該表格數(shù)據(jù)僅適用于該省。

將上表數(shù)據(jù)帶入（公式1），計(jì)算得到“自發(fā)自用”電價(jià)期望值上限為0.8634元/kWh，考慮到分布式光伏項(xiàng)目占用了業(yè)主（用電方）的屋頂，如果將屋頂租金折進(jìn)電價(jià)，合理的電價(jià)應(yīng)該取上述計(jì)算值的6～7折左右，即“自發(fā)自用”部分的電價(jià)合理期望值為0.5180～0.6044元/kWh之間，實(shí)際可根據(jù)項(xiàng)目具體開發(fā)條件具體商談，在當(dāng)前的建設(shè)投資成本水平下，應(yīng)該確保（脫硫煤標(biāo)桿電價(jià)+綠證收益）≤“自發(fā)自用”部分的簽約電價(jià)≤上述合理期望值。

為了項(xiàng)目全生命周期的順利履約，并不建議為了項(xiàng)目開發(fā)時(shí)的紙面高收益盲目追求簽約過高的“自發(fā)自用”電價(jià)。算例雖基于某省的當(dāng)前電價(jià)政策，但計(jì)算邏輯具有一定的普適性，其他各省在測(cè)算合理的“自發(fā)自用”簽約電價(jià)時(shí)可參考。需要重點(diǎn)說(shuō)明的是，不同用戶的用電方案可能存在較大的差異，工作中需要結(jié)合實(shí)際對(duì)計(jì)算方法進(jìn)行適應(yīng)性調(diào)整。