分布式光伏收益逻辑的改变-北极星售电网

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1月末，国家发改委下发了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，相较于10月中旬发布的征求意见稿，略有改动和删减。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

新版的管理办法为今后五年内的分布式光伏发电项目建设规划了方向，同时也设定了要求。

总体来看，削弱了分布式光伏项目本身的投资金融属性，强化了其作为配网侧电源，作为微电网、源网荷储和虚拟电厂中的发电元素的物理属性。

对于分布式光伏，近些年来能够受到这么多人青睐，还是在于其多方面的收益来源。

一个“自发自用、余量上网”模式下的分布式光伏发电项目，不论是总体的发电量，还是上网电量和自用电量，都有各自的收益方式。

收益过去时

早期的项目，总发电量会有国家的补贴，最高时可达0.42元/度，而且一补就是20年，有的地方省、市、县区也会酌情在此基础上继续给予财政补贴。

在此之前，国家鼓励光伏产业更多是在对制造业的直接扶持，使得我国光伏系列设备的制造成本大幅度下降，在全球市场上也逐渐取代美国、日本和德国，获得了龙头老大的地位。

当时的电池组件，出口比内销获利更大，但随着国外的反倾销越来越严厉，只向外扩张不是办法，于是有了和发电量有关的补贴来拉动内需。

度电补贴接棒制造扶持，进一步扩大的内需让不论是集中式还是分布式光伏项目都成为各地开发的香饽饽。

与此同时，光伏建设的度电成本和度电补贴这两条线，也在同步走低。

5月31的集中式和12月31的分布式补贴抢装deadline历历在目，一份正式并网通知可能就决定两个项目的未来收益，就好比8月31日和9月1日出生的孩子明明只差一天，学年却能够差上一年。

分布式光伏的余电上网电量一直被电网以当地的燃煤基准价收购，自用电量抵消了同期的网供电量，通过减少同期电费支出的方式获取收益。

就这样，总发电量补贴+上网电量电费+自用电量抵消电费就成了分布式光伏项目的三大收入来源。

上网电量的电费由电网公司直接拨付，总发电量的补贴费用由电网公司转付。

所以一个持有分布式光伏项目资产的企业，统一结算期内要向电网公司开具两份发票，分别对应这两部分的收益。

收益变化时

到现在，补贴现在也完成了它的使命，在指引了建设和投资的方向，带动了装备制造的加速升级后，虽然留下了一个比较大的补贴空缺，但好在已经退坡至零，待补贴的金额总盘子基本已确定，而随工商业和部分居民农业电价收取的可再生能源电价附加基金却会细水长流。

上网电量部分，因为就近消纳不了，会偶有弃光弃电，不允许上网的现象发生，电量都没有了，那还谈什么电费收入。

加之各地现在分布式光伏像集中式光伏那样取消全量固定价格收购的趋势越来越大，上网电量也不一定还会有旱涝保收的收入。所以上网电量的收入在量和价格两方面都遭受着影响。

而收益来源的另一部分，自用电量抵消电费，也在受到影响，本质上因为这是一种竞品下的定价方式。

某个时段的光伏电量和网供电量互为“竞品”，用你不用我，所以用了光伏一度电就是少用电网一度电，也就意味着此刻光伏度电的价值就是同期电网电的到户电价。

大部分光伏项目的安装地点在大工业用户侧，基本都是分时电价用户，同样一度电抵消峰平谷哪个时段的电量所获取的价值是不同的。

这样一来，午间谷时段的广泛出现就降低了这部分自用电量的收益，每次有地方出台午间谷电的到户分时电价政策都会引起当地分布式光伏项目的意见，有的地方征求意见稿半年多仍不见落地。

不过这就是竞品定价方式的必然结果，我命不在我。

何况午间谷电的出现是整个电网系统“净负荷变化”的结果，净负荷就是全社会用电负荷减去风光新能源的出力。

午间时段的集中式光伏发电功率最猛，净负荷计算公式的减数部分增加，而同样分布式光伏发电功率也很猛，加之部分工厂午间处于午休阶段，负荷较低，也就造成了净负荷计算公式的被减数部分相应减少。

最终的结果就是午间净负荷的降低，午间时段成为到户的低谷电价时段，抵消网供电量的对应电价走低，自用电量的收益也随之降低。

收益将来时

三类电量收益模式的改变直接影响了项目的整体收益逻辑，总发电量不再有补贴撑腰，取而代之的是绿色权益价值的开发。

上网电量的收益我们要从量和价两方面入手，如果还在统购的模式下弃电将依然存在，而能保住上网电量的方式就是参与市场交易。

不过参与市场交易也就意味着价格不再那么固定，而且参与交易也是有段位的，是全量被动参与交易，接受市场结果，还是全量主动参与现货，发现市场价格，亦或是部分被动部分主动，这个要看地方政策和主体意愿。

而自用电量部分在正式稿件中有个好消息，征求意见稿里的“自备电厂式”管理没有落地，暂时不用承担交叉补贴和附加基金，整个项目也尚不用承担系统备用费，至少文件落地后的5年是这样。

那么总的来看，总发电量可以申请绿证，具备绿色环境权益价值，但只有上网电量部分对应的绿证才可以交易。

上网电量部分要看项目是存量还是增量项目，目前136号文的市场外差价结算机制也会适用于分布式的余量上网电量，不过相较于集中式全电量的可预测性，分布式的上网电量预测起来就难太多了。

而申报的预测电量曲线不准确不仅面临着偏差电量现货结算的价格倒挂风险，也面临着日前实际电量偏差过量的考核风险。

所以参考136号文的差价结算机制，机制电价是多少，同类项目是单指分布式的余量还是说全部光伏都合到一起这还要看落地政策。

不过我个人感觉过多的余量上网电量本来就不是分布式光伏项目的本意，那么这些电量想要获得同等的差价可能性不大。

对于新项目，工商业类型的项目会有自用电比例的要求，上网电量不会像部分存量项目那样有较大的比例，所以新项目的上网电量收益占比也不会很大，而且文件明显鼓励分布式项目开发以全额自用为主。

而自用电量部分的收益还是依照原来的逻辑，继续按照竞品定价的方式，以对应时段到户电价的折扣方式形成收入，如果项目是全额自用的话，那么这也是唯一的收益来源了。

小结

综上，过去，现在和将来，三份电量的收益或多或少都发生了改变，而对于一个金融属性的投资项目来说，回报期内不稳定的收益模型是非常令人讨厌的。

但我觉得，单看现在的建设成本，分布式光伏项目还算是不错的投资标的，但一定要忘记之前那有些夸张的回报周期，毕竟由奢入俭难。

基于此我觉得，对于上网电量部分的收益是一定要研究交易的，就算是个被动入市接受市场价格，也要知道价格是怎么来的。

对于自用电量部分也要考虑组合的接入方式，而不是一个孤零零的光伏项目，他者定价的方式并非不可取，只是要知道那也存在风险的。

而将项目视角转为用户视角后，从一个分布式光伏项目到微电网，甚至到向用户提供全电量的服务可以尝试，当然这需要更多的专业能力。

既然是高质量发展，那必然这个发展中就会存在筛选，形成淘汰，但也会形成新的模式，远超现在的想象。

而对于从业者来说，多学习多思考，勤交流多实践却永不过时。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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