分布式光伏行業專題報告：并網消納壓力不足懼，高基數仍有大空間.pdf

成本大幅下降、 經濟性提升是分布 式需求在高基數下 仍看漲的 核心邏輯 。近年我國分布式光伏裝機快速增長， 2023 年前三季度分布式光伏新增裝機 67.1GW，同比增長 90%，占光伏新增裝機比例 52%，截至 2023 年三季度末，分 布式光伏累計裝機 225.3GW，占光伏總裝機比例達 43%。隨著裝機及電量占比提升，前期分布式安裝較多的山東、河 南等省份陸續出現并網空間受限、消納能力不足等問題，引發市場對國內分布式需求增長持續性的擔憂。2023 年光伏 組件價格大幅下降帶動系統成本下降，光伏組件價格較高點已下降 1.08 元/W，對應組件價格、系統成本降幅 55%、 28%。按照利用小時數 1200 小時，測算典型東部地區分布式系統 LCOE 已下降至 0.17 元/kWh，我們認為這部分成本下 降可通過多種方式打開分布式光伏廣闊的消納空間，支撐裝機量持續增長。 集 中 匯 流解決接入空 間不足。隨分布式裝機滲透率提升，部分地區陸續出現過電壓、反送電等問題，從各省份已 經發布的分布式光伏接網承載力評估情況來看，部分地區出現分布式光伏接網困難情況。目前山東部分地區通過“集 中匯流”模式，將一定區域內光伏項目集中匯流升壓后接入高壓并網點，實現臺區和線路增容，雖一定程度上增加分 布式項目開發成本，但有效解決了低壓端承載力不足的問題，且后續可通過配置共享儲能進一步提升并網及消納能力。 隨著“集中匯流”模式成熟推廣，有望提高低壓電網承載能力，緩解部分地區并網空間不足的問題。 經 濟 性 提升為分布式采用分時電價、后續參與電力市場化交易、甚至提高棄光率提供了較大操作空間，助力解決 消 納 問 題。目前分布式裝機量較高省份多在光伏主要出力時段設置低谷甚至深谷電價，有助于轉移該時段其他靈活性 發電資源、提升消納能力，而且在光伏 LCOE 持續下降的背景下，對工商業分布式項目收益率影響可控(測算山東地 區工商業分布式 IRR 仍可達 18.64%，投資回收期 5 年)。隨著電力市場化改革推進，中長期看，分布式光伏逐步參與 電力市場交易是新型電改的必經之路，我們以山東地區為例，定量測算了上網電價(假設參與市場化交易后電價下降)、 利用小時數(假設棄光比例提升)下降對工商業及戶用分布式項目 IRR 的影響:1)對工商業項目(自發自用、余電 上網模式)，因“自發自用”部分具有電價優勢，在當前系統成本下，可在上網電價大幅下降/棄光率顯著提升的背 景 下仍具有較高的收益率;2)對戶用項目(全額上網模式)而言，在平均上網電價下降至 0.32 元/kWh、或棄光率提升 至 20%時仍具有可接受的收益率。 峰谷價差拉大顯著提升工商業儲能經濟性，隔墻售電、虛擬電廠提供多樣化解決方案。2023 年以來多個省份開 始對分布式光伏要求配儲，當前國內工商業儲能主要受經濟性驅動，峰谷價差套利是國內工商業儲能最主要的盈利來 源。我們按照當前工商業儲能建設成本 1.3 元/Wh 測算，國內大部分“兩充兩放”省市的稅后全投資 IRR 可達到 8%以 上，山東作為唯一一個具備經濟性的“一充一放”省份，項目稅后全投資 IRR 可達到 9.83%。此外，隨著隔墻售電、 虛擬電廠等模式發展推進，有望進一步提升電網調節能力，幫助緩解新能源消納問題。