分布式光伏是用戶側打破既有供配電格局，降低用電成本的利器，它的快速發展引領了電力系統“去中心化”的浪潮。儘管依靠峰谷電價和免繳輸配電價的紅利，分布式光伏得到快速發展。但隨着規模的擴大，分布式光伏也難逃“鴨形曲線”的魔咒，電力市場改革的深入帶來批發側價格向用戶側的傳導，必然導致分布式光伏收益的驟降，隨之而來還有對分布式光伏承擔系統成本的要求，未來投資風險不能不引起重視！
一、分布式光伏的勝利能否持續？
（一）分布式光伏的勝利
1.總體裝機情況
近年來，隨着集中式新能源電站接入電網日益困難，分布式光伏成為新能源新增裝機的主要力量。2022年，我國光伏新增裝機87.41GW，其中分布式光伏新增51.1GW，佔光伏總量的58%。2023年上半年，光伏新增裝機超過78GW，分布式光伏新增達到41GW，而考慮集中式光伏投產裝機中有部分延期投產項目，分布式仍是推動光伏發展的主力。截至目前，我國分布式光伏裝機接近200GW，佔光伏累計裝機超過40%，其重要性逐步提升。
圖1 中國新能源新增裝機發展情況（GW，光伏：左坐標軸）
2.分省裝機情況
截止到2023年6月底，各省的光伏累計裝機規模如圖2。其中山東裝機為49.5GW，位列全國第一，其次為河北、河南、江蘇和浙江等省。結構上，各個省的地面電站、工商業分布式、戶用光伏的佔比差別較大。儘管西北等省由於光伏資源豐富，地面電站裝機較大，但工商業分布式、戶用光伏發展滯後，光伏總裝機反而不如山東、河北等中東部省份。而山東、河北、河南、華東三省（蘇浙皖）、廣東等省由於負荷側分布式需求旺盛，使光伏總裝機居於前列。
圖2 各省光伏累計裝機（萬千瓦）
（二）分布式光伏再難“獨善其身”
分布式光伏發展動力主要來自幾方面：一是一般採用“自發自用、余電上網”的模式，由於在配電網中分散接入，能充分利用用戶側配電容量，受到電網接入限制較少；二是不需要繳納輸配電價，自發自用部分可按照用戶側峰谷電價結算，不參與電力市場競爭，由於光伏發電階段屬於峰平時段，分布式光伏結算電價較高，收益較好；三是政策較為支持，分布式光伏不需要分攤調峰等輔助服務費用，也不需要自建儲能進行調峰。
但部分省份分布式光伏規模的快速增加，對電力平衡和電力市場價格帶來了較大的影響。由於分布式光伏直接抵消了凈負荷（即鴨形曲線效應，圖2），使光伏大發階段批發側新能源的競爭更加“慘烈”，所以筆者認為分布式光伏對於現貨市場價格影響的靈敏度高於參與競價的集中式光伏。
圖3 鴨形曲線到峽谷曲線（來自加州電力研究報告）
而這一效應最為典型的是山東今年“五一”期間持續負電價。儘管負電價是批發側市場競價的結果，但飛速增長的分布式光伏是幕後主要推手。當前，山東7000多萬新能源裝機中，分布式光伏高達3600萬，佔到新能源總裝機的50%，佔光伏裝機總量的70%以上，類似加州的“鴨形曲線”向“峽谷曲線”蛻變的問題正在發生（圖2），直接加劇了白天現貨市場上供過於求的問題。實際上山東、山西現貨市場零（負）電價現象屢見不鮮，根據蘭木達發布的《電力現貨價格年度分析報告（2022年）》，2022年度山東負電價年持續時長即超過700小時。
在批發側零（負）電價愈演愈烈之際，當前零售市場仍按峰谷曲線進行價格劃分，分布式光伏按用戶側電價結算，仍享受到峰谷電價以及免繳輸配電價的紅利，卻通過抵消批發市場上凈負荷的作用，將價格的風險擠到了批發側的新能源難兄難弟身上，造成了集中式與分布式新能源之間的不公平，也使分布式光伏價值被高估。所以，在新型電力系統和電力市場推進的大潮中，分布式光伏再難獨善其身。
二、分布式光伏收益快速下降
根據清華大學預測，中國的城鄉建築房頂有近28億千瓦光伏裝機潛力，但布置在用戶側並不能根本解決功率波動的問題。隨着分布式光伏裝機的增長，將其納入整體平衡考慮勢在必行；而電力市場改革的推進，通過價格的傳導真實反映分布式光伏的價值也是應有之義。分布式光伏行穩致遠，也如集中式一樣需要解決電力系統調節等方面的問題。
（一）電力平衡帶來的峰谷時段變動風險
在電力市場推進過程中，現貨市場價格向用戶側有效傳導勢在必行，光伏大發階段產生的“價格踩踏”將影響到用戶側價格，分布式光伏靠用戶側峰谷電價躺贏無法持續。為了更好反映電力供需現狀，山東、江蘇等光伏大省逐步修正峰谷價格對應時段。
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作為光伏第一大省（也是分布式光伏的第一大省），受現貨市場價格指引，山東已多次調整峰谷時段和峰谷價格。2022年底，山東《關於發布2023年容量補償分時峰谷係數及執行時段的公告》，與以前實施的峰谷電價相比，光伏發電的大部分時間成為低谷時段，部分時段更是調整為深谷，根據規則，谷段的購電價格部分按30%計算，深谷更是僅按10%計算。調整之後疊加輸配電價後深谷時段用戶側結算電價仍能維持在0.3元/kWh，但與以前普遍在0.6元/kWh左右的合同電價相比，綜合收益下降將近40%。這也帶來分布式光伏用戶違約，以及新的分布式光伏項目被臨時取消等現象。
圖4 山東峰谷電價調整（示意圖，春季）
山東以外，江蘇、浙江、河北、山西等光伏大省也對峰谷電價時段進行了調整，一定程度影響了分布式光伏的收益，但由於光伏與負荷比值不如山東大，以及現貨市場進程差異，其調整程度不如山東顯著。部分省份峰谷時段情況如表1：
表1 典型省份光伏發電峰谷時段
儘管廣東、江蘇、河南等負荷大省現行的峰谷電價，分布式光伏仍能獲得較好的收益。但隨着省級現貨市場的推進，參考電力現貨市場分時電價信號，對峰谷時段與上下浮比例定期調整成為常態，以及對於分布式光伏進入電力市場的要求，分布式光伏的價格風險將顯著增加。
（二）分布式光伏將逐步承擔系統運行費
分布式光伏長期受到政策的支持，不承擔系統運行費用等成本。但隨着裝機比例的增加，帶來系統調節能力不足，配電網接入容量受限等問題，各地也逐步參照常規新能源電站，提出配置儲能、承擔調峰輔助服務費用等要求，將進一步降低分布式光伏的收益。
首先，部分地區提出了分布式光伏配置儲能的政策，如山東棗莊早於2021年11月要求分布式光伏按照15%-30%、時長2-4小時配置或租賃儲能設施。河北能源局也發文要求屋頂分布式光伏項目逐步按照“光伏+儲能”方式開發建設；河南發改委也要求戶用等分布式光伏項目租賃共享儲能，提升就地消納水平；湖南省發改委擬推動分布式光伏(含存量)配置不低於集中式光伏電站配儲比例的儲能。
其次，分布式光伏逐步需要進行系統運行費用分攤。河南要求10（6）千伏及以上電壓併網分布式光伏分攤輔助服務費用。山東、河北、湖南均要求分布式光伏納入電網調峰調度，在調峰緊張時段參與調峰服務。
最後，對於分布式光伏免於繳納輸配電價的環境似乎也在收緊。第三周期輸配電價改革中，大部分省級電網中，單一制價格普遍進行了上調，一方面原因是工商業用戶分布式光伏電量的增加，帶來承擔單一制輸配電價的基數電量下降，致使輸配電價上升。這可能促使更多用戶轉向兩部制，而兩部制下分布式免於繳納輸配電價的紅利將降低。
三、應對策略
（一）分布式光伏投資風險總結
不論是峰谷電價風險，還是承擔系統運行費用的風險，都是分布式光伏作為波動性電源帶來的系統運行成本增加導致的。雖然通過用戶側分散接入降低了對電網的干擾，但就電源特性而言，分布式光伏與集中式光伏並無本質差別。分布式光伏要長遠發展，需要電力系統調節性的大幅提升，其中分布式光伏應與集中式新能源一樣，在參與電力市場、分攤系統運行費用方面，承擔“共同但有區別”的責任。
單純從結算價格方面考慮，不論峰谷時段怎麼調整，與集中式光伏相比，分布式光伏在相當一段時間內，仍不需要直接進入現貨市場博弈。同時，由於免於直接繳納輸配電價，在結算價格方面有直接的支撐。所以相對集中式光伏，分布式光伏整體還存在結算價格優勢。
但另一方面，分布式光伏需要跟用戶側結算，存在更大的履約風險。首先，考慮用戶經營穩定風險，分布式光伏需要加速回收，其運營期不能設置跟集中式一樣長，甚至可能大幅短於集中式的20-25年，這就對年收益提出了較高的要求。其次，存在價格調整風險，分布式光伏合約會與用戶側按簽約時點商定折扣後電價，但隨着電力市場推進，光伏大發時段的低電價甚至零電價可能越發明顯，當用戶認為從批發市場買電再加上輸配電價後，電價仍低於合約電價，用戶將提出降低分布式光伏電價的要求。
（二）應對策略
為了應對分布式光伏不斷增加的投資風險，提出應對策略如下：
1.謹慎選擇投資地域和投資時點。避開光伏佔比較大的省份，選擇廣東、江蘇等光伏承載能力較大、電價水平較高的負荷大省，合理預判投資地光伏發展趨勢，儘快實現投資的回收。
2.緊密跟蹤現貨市場政策與峰谷電價調整。電力市場推進構成重大價格風險，投資人應密切跟蹤項目所在地現貨市場推進進度、批發市場價格變化、用戶側零售市場規則以及峰谷電價調整的可能性。
3.合約避險。選擇經營穩定、履約能力強的用戶，合同中商定一定的電價鎖定條款，並約定市場電價發生較大波動時的補償條款，如增加由用戶提前回購項目的條款。
4.採用綜合服務模式對抗單一項目風險。單一的分布式光伏項目風險集中，建議擴展項目內容，包括分布式光伏與能源託管、儲能及需求側管理、容（需）量電費管理等大捆服務等，提升客戶粘性和服務佔比，有效防控項目風險。
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