经济观察网 记者 郑晨烨 数日前，北京一家头部户用光伏企业的招商负责人陈瑞紧急召开了一次部门会议，会议的主题是“拥抱市场，稳住阵脚”。

在会上，陈瑞向同事们强调，国内光伏发电项目进入市场化交易是必然趋势，对于这一点行业亦早有认知，当下首先需要保持对市场的信心，不要自乱阵脚，同时，尽快推动在途光伏电站并网，放缓新电站的开发速度，等待“靴子”落地。

“要告诉代理商不要焦虑，政策的变化就算对市场造成冲击，那也是短期的，国内有8000万个屋顶电站资源，现在也就装了不到500万个，连十分之一都不到，户用光伏市场还有巨大的增长空间。”陈瑞在会上强调。

陈瑞口中所说的那双“靴子”，指的是户用光伏参与电力市场化交易的细则。

因为目前国内的户用光伏均采用全额上网的模式，电网企业以当地的煤电基准价进行全额收购，在眼下各类光伏项目中，户用光伏是参与市场化交易程度最低的一类。

“固定电价，全额保障性收购是户用光伏企业最希望看到的事情，但让光伏电力的一部分参与市场化交易，或者叫现货交易一直是大趋势。这样一来，现货交易的电价是不确定值，不同的地区根据电网的消纳情况和用电负荷来确定现货电价，有些户用光伏项目的投资回报周期就会被拉长。”鑫阳光户用公司总经理孙海鹏在接受记者采访时表示。

“现在关于分布式光伏参与电力市场交易的具体落地时间，大家都还不确定，能明确的是，入市之后，从短期看，肯定会对整个户用光伏行业带来比较大的冲击，户用光伏的增速一定会放缓，甚至会陷入停滞。”新能源行业资深人士史欣文告诉记者。

“人心惶惶”

2024年4月1日，由国家发展和改革委员会制定的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（下称《监管办法》）正式施行，《监管办法》指出：“可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。”

将上网电量划分为市场交易电量和保障性收购电量，实际上意味着电网企业不再承担可再生能源电量全额收购义务。

虽然关于可再生能源进入电力现货市场的顶层设计已经有了，但是具体落地的交易细则尚未出台，而在等待“靴子”落地的这段时间，整个户用光伏行业有些“人心惶惶”。

陈瑞告诉记者，近期，国家能源局邀请了包括电网以及光伏企业在内的企业开了一次会议，虽然没有形成对外文件，但推动光伏项目进入电力交易市场的消息就在行业内部传开了，大家都很担心分布式光伏项目市场化交易之后，会破坏现阶段投资收益测算的逻辑。而对于具体细则落地的时间，行业普遍猜测会在今年三季度末。

经济观察网记者在采访过程中了解到，目前多家户用光伏企业都要求旗下经销商尽快推动在途电站建设与并网，要抢在光伏入市具体细则出台前，与电网公司签订购电协议。另外，在新增电站方面，各家公司也开始保守起来。

“我们观察到现在行业内普遍减少了发货量，有些企业甚至停止了市场开发，在政策最终落地前，现有的投资测算都会面临很大的不确定性。”孙海鹏说。

“我们6月份都没有催发货量，去年6月份我们的发货量接近1吉瓦，这个月才500兆瓦左右，现在就不去强行推动新增了。”陈瑞亦向记者表示。

“现在新增越多，未来面对电价不确定性的风险就越多，因为不知道（入市政策）什么时候落地，（政策）是给一个缓冲期，还是第二天就执行，还是要往回追溯。”华东一家户用光伏经销商向记者如是表示。

面对分布式光伏入市电价改革这把“达摩克利斯之剑”，孙海鹏向记者强调称：“今年三季度，户用光伏市场格局将进入深度调整期。”

值得注意的是，在户用光伏行业正因政策不明朗而陷入“踌躇”境地时，国内的分布式光伏新增装机在今年第一季度仍维持着较高增速。根据国家能源局数据，2024年一季度，全国光伏新增并网4574万千瓦，同比增长36%，其中集中式光伏约2193万千瓦，分布式光伏约2380万千瓦。

国内的光伏项目通常可分为集中式和分布式。集中式光伏是指在特定区域内，例如荒漠、戈壁等大面积土地上，大规模集中安装光伏组件，项目发电后直接并入电网，接入高压输电系统实现远距离供电。

分布式光伏则可往下细分为户用光伏和工商业光伏两大类。其中，户用光伏主要是指安装在居民住宅屋顶的小规模光伏电站，装机规模一般在几千瓦到几十千瓦之间。工商业光伏则是指安装在商业建筑和工业厂房屋顶或附近空地的中大规模光伏电站。

作为国内新增光伏的“主力军”，分布式光伏一直是政策端重点照顾的细分领域。在今年初国家发展和改革委员会发布关于2023年国民经济和社会发展计划执行情况与2024年国民经济和社会发展计划草案的报告时，就曾明确指出，“要积极发展户用分布式光伏，拓宽农民增收渠道”。除了顶层设计外，近年来，全国各省市同样有各类促进当地分布式光伏发展的政策出台。

在许多光伏从业者眼中，相比集中式光伏，分布式光伏更趋近于未来理想的新能源形态，它利用现有建筑的屋顶等空间，就地发电，就地消纳，减少了输电损耗和基础设施建设成本，推动了可再生能源更广泛的使用。

同时，分布式光伏项目的投资，不论是对企业还是对普通家庭，似乎都是一项“稳赚不赔”的生意。

深圳一家户用光伏企业的负责人就给记者算了一笔账：一个面积约160平方米的屋顶光伏电站，装机容量可达32千瓦，其给出的“全套光伏组件+安装+并网”的报价仅为9.6万元。以山东省为例，该省目前户用光伏上网电价平均是0.39元/度，按照日均发电量128度估算，5年多即可收回投资成本，而光伏组件的使用寿命通常可达25年到30年。

低门槛且回报良好，点燃了市场的投资欲望，也吸引了众多企业跨界布局，例如创维集团有限公司，2020年方才投身分布式光伏业务，2023年该公司新能源业务营收即达到了233.96亿元，同比增幅达95.9%。截至2023年年底，该公司旗下建成并网运营的户用光伏电站超过44.2万座。

产业链上下游数百家企业四处“跑马圈地”，共同将国内分布式光伏装机容量带到了一个新的高度。根据国家能源局数据，截至2024年3月底，全国分布式光伏发电装机容量已达2.8亿千瓦。

但与此同时，日趋高增的分布式光伏装机，又给国内整个能源体系带来了新的难题——一些地区的电网消纳能力已接近极限。

“逼近极限”

史欣文告诉记者：“户用光伏涉及公用变压器的容量问题，它门槛低、模式好，这几年起量非常快，但每个地方的电网容量是有限的，比如某地变压器的容量是1000千伏安（kVA），按照80%的装载率，最多安装总容量为800千瓦的光伏系统，这些年超变压器容量的事经常发生。”

“变压器长时间过载运行，会出现问题。电网公司可以通过后台监控变压器的工作情况，一旦发现变压器满载，就会采取措施切断供电。比如，河南去年就有很多地方采取了这样的措施。现在有些人通过关系能够超负荷安装光伏系统，甚至让变压器负载超过100%。但是，这种运营方式长期来看对安全有很大危害。变压器是感性负载，虽然有一定的抗冲击能力，但时间长了就会损坏设备，无论是油式还是干式变压器，都可能导致设备损坏，甚至引发爆炸。”华东一家光伏企业的高管告诉记者。

站在顶层设计的角度来看，户用光伏正常的发展方向应当是自发自用、余电上网，即光伏发电主要给自家用，多余的部分再卖给电网。但目前，我国的户用光伏基本采用全额上网的模式，电网企业基于脱硫燃煤标杆电价进行收购。

“户用光伏它不考虑消不消纳，只考虑能不能并上网，现在户用光伏越装越多，但是很多地区的消纳一直跟不上。”史欣文说。

2023年6月，国家能源局综合司发布关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知。通知指出，综合考虑近年来分布式光伏装机增速、装机规模、光伏消纳利用情况等因素，选择山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，每个省选取5—10个试点县（市）开展试点工作。

这轮针对分布式光伏承载力的大摸底，将电网所面临的“困难”彻底暴露了出来。

2024年1月8日，山东能源局发布了评估结果的公告，公告内容显示，2024年山东省37个县（市、区）分布式光伏出力将向220千伏及以上电网反送电（指的是分布式光伏系统产生的多余电力无法在本地消耗掉，必须送回更高电压等级的公共电网），新增分布式光伏出力无法在县域范围内消纳，包括济南市商河县、枣庄市滕州市、烟台市栖霞市、潍坊市安丘市、临沂市蒙阴县、德州市陵城区、聊城市茌平区、聊城市东阿县、滨州市沾化区等9个试点县（市、区）。

2024年6月28日，广东能源局发布存在接网消纳困难地区名单及低压配网接网预警等级的公告，公告内容显示，目前接网消纳困难地区涉及韶关、河源、梅州、惠州、江门、阳江、湛江、云浮等8个地市共37个供电区。

2024年7月4日，黑龙江省发展改革委发布关于分布式光伏接入电网承载力情况的公告，在参与评估的125个区县中，红色等级区域有86个，黄色等级区域有21个，绿色等级区域只有18个，按照黑龙江发改委在公告中的注释，红色等级区域内，分布式电源接网消纳困难，在电网承载能力未得到有效改善前，暂停分布式电源项目备案，暂停新增分布式电源项目接入；黄色等级区域内分布式电源接网消纳有限，新增分布式光伏备案前应与当地电网企业沟通。

同日，国网福建省电力有限公司发布了2024年第二季度分布式电源可接入容量，在参与披露信息的宁德、莆田、福州、南平四市中，有11个下辖区县分布式电源可接入容量为0。

“模式改变”

在陈瑞看来，分布式光伏所面临的消纳难题属于技术问题，需要电网公司加大硬件投资予以改善。“我们的电网柔性太差，电网需要增强应对电力供需波动的适应能力，可再生能源作为主力电源是大势所趋，现在才装2.8亿千瓦就扛不住了，以后怎么办？”陈瑞说。

但在电网侧眼中，分布式光伏的消纳难题归根结底是利益分配问题。

“如果不市场化，电网也真的没办法照单全收了，电网升级改造要不要钱？光伏出力不稳定的时候，调用火电调峰调频要不要钱？”华南一家售电企业的市场经理李民告诉记者，电网不能老当“冤大头”。

此外，在李民看来，户用光伏项目有一个很大的弊端，即发电和用电的时间不一致。通常来说，居民用电高峰期都在夜间，而户用光伏发电的高峰期是在白天或中午太阳最大的时候，这种时间上的错位，对于电网而言并不是一件好事。

“目前社会整体用电量是逐年增加的，发电量也是。白天户用光伏发电量增加的时候，对电网产生了压力，这时候电网就要升级，到了晚上用电的时候，你没有了，电网还要想办法去做调节，比如调用火电削峰填谷，看起来光伏发电量是逐年增高了，但是利用率有多少？”李民向记者表示。

在这样的背景下，户用光伏进入电力现货市场交易的基本逻辑就明晰了，即根据各地方具体用电负荷确定保障性收购的部分和市场化交易的部分。“这个区域有多少用电量，电网就收多少，本来投分布式光伏就应该是自己用的，谁知道大家都当这是个生意，全部都要上网。”李民说。

然而，站在户用光伏企业的视角，入市交易就变成了一个“隐忧”：首先，分布式光伏入市交易后，由于市场竞争激烈等原因，电价下降导致企业利润空间被压缩；其次则是项目的不确定性提升，如果当地分布式光伏发电出现过剩，售电公司不再收购的话，电站业主需要自行寻找消纳空间。

“如果以后大量装分布式光伏的地方，用多少电，电网就收多少电，剩下的市场化交易，电价肯定会被压下来，然后如果余电也没人收，哪里能找到消纳空间我也不知道。”陈瑞进一步举例称，“比如在山东，现在的上网电价是0.39元/度。市场化之后，我们测算1度电会减少7分钱，在这个背景下，按照现阶段的投资成本来看，每1兆瓦的户用电站投资要赔几十万元。如果降得更多的话，我们很多经销商，很多平台公司只有退出市场，这生意就没法做了”。

“从长远来看，分布式光伏，尤其是户用光伏进入市场，肯定是有利的，要作为主力电源就需要经得起市场的考验。”史欣文则向记者表示，对于户用光伏市场的未来前景，还是要有信心。

在孙海鹏看来，随着各地电力现货市场的加速推进，预计今年9月后，户用光伏市场格局将迎来重构。在此过程中，发展不健康、管理不规范，技术和工程能力偏弱的企业将被淘汰出局。

他同时预计，到今年底，由户用光伏入市所引发的行业洗牌就会基本尘埃落定。由于全额上网模式面临上网电价政策调整、电网承载与消纳问题、市场收益不稳定等风险，用户自投的全款购模式（自发自用、余电上网）将逐渐成为主流，促使产权从企业投资持有转变为用户投资持有。