"野蛮生长的疯狂”
回望2002年的中国光伏市场，国内光伏市场还处在襁褓中，过高的投资成本让民间资本望而却步，几乎所有的在建项目都是政府主导的示范项目，靠着国际援助和财政支持得以推进。而后在实施西藏无电县计划、光明工程等项目时，国家开始推行初始投资补贴。直至2007年，光伏项目才真正开始实行标杆电价，开始了商业化发展的道路。但彼时，投资者最看重的便是资源和规模，开发热潮涌向土地成本低及光照资源丰富的西部区域。而分布式光伏在国内的发展可以说是从2007年才开始的，金太阳工程与光电建筑应用示范工程启动,国家先后组织四期项目招标，涉及项目规模合计6.6GW ,极大的推动分布式光伏的发展。直至2012年底分布式光伏的装机比重首次超过光伏电站的50%。经过几年固定上网电价政策的摸索，我国开始对分布式光伏出现明显的政策倾斜，2014年国家发改委开始针对不同光照资源区域定制三档上网电价，而分布式光伏的补贴则固定为0.42元每度电。随着光伏行业的快速发展，技术成本大幅下降，国家顺势下调了光伏电站标杆电价，但分布式光伏的补贴强度仍然维持在原有水平，同时对项目不设规模限制、备案及并网手续大幅简化，如此种种让分布式光伏的投资价值得以凸显。此外，电价下调带来的抢装潮褪去后，行业迎来了光伏组件价格的跳水下跌，相比利润空间不断被压缩的地面电站，高收益的自发自用模式分布式光伏项目迎来了投资热潮。国家能源局统计数据显示，2017年中国光伏发电新增装机53.06GW ,其中，光伏电站33.62GW ，同比增长11%;分布式光伏19.44GW，同比增长3.7倍。截至2017年12月底，全国光伏发电累计装机达到130.25GW，,其中光伏电站100.59GW ,分布式光伏29.66GW。
链 接 1 : 分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施 . 主要包括：以液体或气体为燃料的内燃机、微型燃气轮机、太阳能发电(光伏电池、光热发电)、风力发电、生物质能发电等。 分布式光伏发电是指建在用户需求侧，通过光伏组件将太阳能转化为电能的发电方式。
"断奶"的阵痛
从2018年开始，分布式光伏也走向了补贴退坡的十字路口，度电补贴降至0.37元。随后的"531"新政更是将2018年需补贴的项目指标被限制在10GW ，大量准备按着既定"630"节点并网的项目因面临着无补贴的压力而放弃推进，很多连支架都搭好的项目都直接宣布停工，特别是全额上网项目和部分自用比例相对较低的项目的开发大面积悬停。加之大的金融环境紧缩，主流的分布式光伏开发机构纷纷出现了现金流压力，放缓了自投分布式光伏的步伐，均期望通过总包的方式赚取工程利润来维持相关业务。市场上少数还在继续自投/自持分布式光伏的中国新能源资产投融资与交易平台(以下简称"新能投平台")合作客户自531以来向我们提出的工商业分布式的商务边界条件越发收紧，普遍要求项目自用比例超过80%甚至90%，要求电价优惠幅度不能大于85折甚至95折，投资方眼中的好屋顶越来越难求。说到底，这样的市场行为变化无非源自投资方对于成本与收入的综合考量。就成本端而言，市场普遍对组件成本下降有着较高的预期，待到初始投资成本降到一定程度，部分项目的收益预期趋好，能体现一定的经济性;就收入端而言，也就是售电量大小、售电价格高低、电费收缴是否及时、是否有补贴及补贴是否按时发放的问题，反映到现实请况，便是屋顶资源与消纳资源存在的不均衡和不匹配、电费收取不确定性及电价补贴不确定性的问题。
尽管"531"新政极大打击了市场主体的投资信心，但随着下半年光伏组件价格快速下调，分布式光伏的增长并没有放缓，仍然是光伏装机增长的主力，增长容量总体可观。据中电联的统计数据，2018年1-11月，我国新增装机38.22GW ,而分布式光伏占光伏总新增装机50%。
在经历"531"新政洗礼的阵痛后，分布式光伏市场还将面临全新的政策形势，稳步推进的分布式发电市场化交易机制以及箭在弦上的可再生能源配额制无疑将对分布式光伏市场带来直接的影响，分布式光伏或就此进入全新的发展周期。
市场化交易机制酝酿新的市场蓝图
近年来随着电力改革力度不断加大，以广东、江苏等省份为代表的电力市场建设取得令人瞩目的成绩，在电力交易组织、电力交易结算体系及电力交易技术支持系统等积累了丰富经验，这为进一步开展分布式能源的电力市场化交易打下了良好的基础。根据中国电力企业联合会的数据显示,2018年1-9月，全国全社会用电量累计51061亿千瓦时，全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为14457亿千瓦时，市场交易电量占全社会用电量比重为28.3%。
2017年10月国家发改委、国家能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发改能源〔2017〕1901号，拉开了分布式光伏市场化交易试点的序幕。文件对开展分布式光伏发电市场化交易的交易对象、交易规模、交易机制及交易模式等主要内容进行了详细的规定。
交易对象及规模，接网电压等级在35干伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦(有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过20兆瓦)。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。
链接2：分布式光伏相对集中式光伏有以下特点：
1、分布式发电位于电力费场所或与之相邻，电力无需远距离及升降压传输。
2、与集中式发电供电方式比，具有减少电力损耗、节省输电费用以及减少对土地和空间占用的优点，特别是可就近利用清洁能源资源。
交易机制与交易模式，分布式发电市场化交易的机制是：分布式发电项目单位(含个人)与配电网内就近电力用户进行电力交易;电网企业(含社会资本投资增量配电网的企业)承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式发电市场化交易，按政府核定的标准收取“过网费”，交易模式有分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易、分布式发电项目单位委托电网企业代售电及电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量。
这其中的“过网费”是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考成分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。文件明确要求分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。“过网费”具体由所在省(区、市)价格主管部门依据国家输配电价改革有关规定制定，并报国家发展改革委备案。“过网费”核定前，暂按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价(含政策性交叉补贴)扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价。
链接3：分布式发电项目三种交易模式：
(一)分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”，交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。
(二)分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，把除过网费”(含网损电)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。
(三)电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。
链接4：过网费举例：某电力用户以10千伏电压等级接入电网，一个5兆瓦分布式发电项目接入该10千伏线路所在变电站的高压侧35千伏，则过网费=10千伏输配电价-35千伏输配电价;若一个30兆瓦分布式发电项目接入35千伏侧，但功率已超过该电压等级供电范围平均用电负荷，则过网费=10千伏输配电价-110千伏输配电价。
简单来理解就是在电力市场化交易前，电网是完全实行"统购统销"，赚取电厂上网电价和用户销售电价的差价，而在电力市场化交易的背景下，要改为 "准许成本+合理收益"的输配电价模式，现行的输配电价机制基本是按"邮票法"实行，跟电力用户购买电量的电气路径并没有多大关系。例如对广州的某一造纸企业而言，其通过长协或竞价市场来购电，无论最后购买的是来自中山某国企燃气电厂的电(220KV接入)还是来自佛山某民营燃煤电厂的电(100KV接入)，用户需承担的输配电费是不变的。而对于分布式光伏的过网费核定，需综合考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离，这充分体现了分布式能源的特异性，无疑将成为电改进程中里程碑式的一个重大突破。据了解，目前各试点申报省份均在开展相关过网费的核定工作。
试点情况
据何继江老师此前发布的初步统计，目前全国已有35个省(区)开展了分布式光伏市场化交易试点的申报工作，十多个省(区)已明确了试点区域或项目。试点申报要求的材料中非常重要的就是《电网接入及消纳意见》、《电网服务承诺》等文书，而目前很多申报试点的申报流程就卡在这个环节。分布式电力交易的市场化将直接减少电网的输配电收入，可以说将切走电网又一块蛋糕;同时分布式电源天然的不稳定性对电网的安全、稳定、可靠提出了更高要求，电网没有动力是可以理解的。但从更高的政治站位来看，分布式的市场化交易的趋势不可阻挡，只是需要博弈的时间。尽管截止目前分布式市场化交易试点的进展不尽如人意，但随着可再生能源配额制的推行，我们期待新的一年我们能在这一块看到新的推进。
强制配额制箭已在弦
为建立促进可再生能源发展的长效机制，兼顾缓解可再生能源阶段性补贴压力的核心目的，2018年，国家能源局就"可再生能源配额制"于3月、9月、11月三次征询意见。最新一稿文件明确了可再生能源电力配额制将如何实施和可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法，同时公示了各省(区、市)2018及2020年可再生能源电力总量配额指标及各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标。2018年配额指标用于各地区自我核査，2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。配额制的考核办法历经数次公开征求意见，对于考核主体的界定已基本明确，包括配售电公司(包括电网企业在内)、电力批发市场购电电力用户及拥有自备电厂的企业在内的多个主体将成为主要考核对象。配售电公司承担其售电量对应的配额，电力用户及自备电厂企业则承担用电量对应的配额。配额义务主体可以通过完成可再生能源销售和消费来完成配额，也可以购买其他主体超额配额或绿色电力证书。
消纳渠道全面放开市场空间进一步扩大
在电力市场化交易机制下，分布式电站的运营商将变被动为主动，有充分的机会参与市场竞争。某外资集团曾向新能投平台表示其对电力市场化交易的期望非常高，目前其在国内自有的屋顶总面积超过3,500万平方米，但具备高比例自发自用条件的占比还不大，目前已开发的项目不足100MW。考虑到其屋顶普遍位于中东部用电负荷的集中区域，周边用户资源非常丰富，若市场化交易全面铺开，其屋顶光伏生产的电力将可以就近输送给其所在电压等级消纳范围的内其他用户。按惯常的做法，电站在用户工商业电价的基础上给予一定电价优惠即可，开发空间将非常巨大。我们预计在电力市场化交易机制的推动下，此前不具备优质消纳条件的大量闲置优质屋顶也将成为"香馍馍"，隔墙售电的市场行为或将常态化。
链接5:市场化交易售电收入测算:
以珠三角某物流园区屋顶为例测算分布式光伏市场化交易的收益情况:
现有珠三角某物流园区，其自有屋顶覆盖面积10万平方米彩钢瓦，拟安装10MW分布式光伏，接入35KV等级变压站，并为园区物流企业A供电，由于园区内物流企业A目前自动化水平还较低，年自用电量比例约50%。我们假设企业A光伏发电时段自用工商业电价加权平均0.7元左右，电站供电按8折给予电价折扣，全额上网部分电价按三类资源区标杆电价为0.75。电站所在地年利用小时数按1000h估算。另外，园区附近3公里同一变电台区内有一家工业企业B，白天年用电量超过1000万度电，用电电压等级10KV，假设光伏发电时段其自用工商业电价加权平均也为0.7元左右。分布式光伏国补暂按0.37元每度计算。
过网费：电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价=0.3299-0.3049=0.025元/kwh
总体而言，在本例中全额上网部分若同市场化交易能通过自由交易直接出售给其他就近消纳的工商业企业，项目售电收入能增长10%。
补贴退坡现金流改善
在可再生能源补贴缺口不断扩大及光伏装机成本加速下降的背景下，分布式光伏用户侧平价上网已初步具备实现条件，而发电侧的平价还有一段距离要走。未来一方面我们将看到分布式光伏的补贴进一步加速退坡，补贴规模不断缩小;按照分布式光伏市场化试点的要求，虽然对于纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴，但光伏发电、风电度电补贴要求适度降低(单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%;单体项目容量超过20兆瓦但不高于S0兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%)。另一方面我们也看到能源主管部门对分布式光伏支持的决心仍然没有变，相关补贴政策不会一刀切的终止，还会继续扶持产业的发展。
总体而言，补贴退坡及分布式光伏的规模管理会一定程度减轻可再生能源发展基金面临的补贴支付压力。但由于存量的可再生能源补贴基本都是固定按20年来执行，补贴规模还是非常巨大的，补贴延发的情况预计短期内不会有明显的改善，而补贴换绿证便可能是一剂对症良药。在配额制的强制机制下，绿证是可以流通的履约载体，配额存在缺口的履约主体可以选择购买绿证来履行配额义务，与其承受资金压力，等候"遥遥无期"的补贴，光伏运营商或许会倾向选择直接申请核发绿证，在电力市场中交易绿证及将其直接变现。具有较好流动性的绿证无疑能帮助运营商及时回收补贴资金，大幅改善电站运营的现金流状况。另外，在分布式市场化交易机制下，电网负责电力的输配，收取过网费，而售电电费将全权通过电网代理结算，分布式光伏电费收缴不及时风险得到降低，电网的高信用将为售电收入现金流的稳定性提供了保障。
绿色电力投资及消费提供发展新动力
尽管配额制的靴子还未最终落地，但在强制考核的预期下，电力负荷集中的长三角、珠三角及津京冀等地区可再生能源电源资源已然成为各方角逐的主战场，特别是在可再生能源装机比例还较低地区或将掀起新_轮的投资热潮。以广东为例，尽管最新的配额制征求意见稿已经将广东省2020非水可再生能源配额指标由7%调低至4.5% ,广东省完成考核指标的难度仍然较大。我们看到近年来几大央企电力集团及地方国企纷纷发力广东省大型海上风电项目，近海浅水区及深水区的竞争都非常激烈。而诸多其他玩家则将目光投向中小型分布式光伏、分布式地面电站及分散式风电等领域。特别是在珠三角地区优质工商业分布式光伏资源的争夺上，大小鱼抢食，可谓非常激烈。
而从另一角度来说，我们预计配额制考核将刺激大量的电力用户开始自投或以合同能源管理的方式建设屋顶分布式光伏。目前参与广东电力交易市场的大用户共有773家，一般用户8375家，他们可能都将面临配额制的考核。按最新一稿的配额制管理办法，若通过电力市场购买可再生能源电力后配额还存在缺口，他们可以购买其他主体超额完成指标或购买绿证。毫无疑问，利用自有屋顶自投分布式光伏无疑是具有吸引力的选项之一。就新能投平台了解的情况，此前因为屋顶可装机规模太小或投资回收期太长等种种原因而迟迟未开展屋顶分布式光伏建设的工业企业都开始蠢蠢欲动，将绿色能源事项提上了议程。另外，在全球追求绿色低碳发展的大背景下，出于社会责任及企业品牌形象的考虑，诸多行业龙头企业都开始更加重视自身及供应链企业的绿色生产问题。比如以苹果为代表的外资企业，对其供应链企业提出了要消纳绿色电力的要求，但这些企业一直苦于没有更好的方式来实现真正地消费绿色电力，一方面他们将更有意愿自建可再生电源以实现绿色电力消费的自给自足;另一方面在对外购买电力时，在同等竞争条件下，他们无疑将优先选择绿色电力。
市场趋于多元化
首先是服务的多元化。随着"增量配电网"、"互联网+智慧能源"、"多能互补(用户侧)"、 "新能源微电网"等多批试点项目陆续下发，我们发现分布式能源在其中均要扮演重要的角色。分布式光伏运营商未来可能不再是单一电站投资运营者，其拥有分布式能源靠近用户侧的得天独厚优势，能做发电、也能做售电，还能提供包括负荷管理、节能服务、可再生能源配额及碳交易履约服务在内其他综合服务，形成覆盖"发、储、配、售及其他综合服务"各个环节的的多元服务体系。
其次是投资主体的多元化。抛开特别注重项目规模的大型央企及国有能源投资企业不谈，目前各大组件制造商及电气设备制造商等光伏产业链上中游企业因其消化自有设备的需求进行投资，具有先天的财优势;且其对系统投资成本下降最为敏感，仍然将是市场上持有和投资分布式光伏的主力;地方性能源集团、上市公司关联产业基金及大型外资能源投资公司也正大步入场;其他民营的小型能源服务商则着力在小而精的分布式光伏项目上，致力打造风险分散但物理分布相对集中的分布式电源矩阵，为未来抢占综合能源服务铺平道路;另外地产、物流、环保及其他具有浓烈行业背景的转型企业等也在利用自有资源不断发力，未来也必将占领不小的份额;一个竞争充分、充满活力及资源合理配置的分布式光伏市场格局或将形成。
最后便是技术及应用场最的多元化。随着市场发展及技术进步的相互促进，未来光伏薄膜、新型钙钛矿材料等其他新型高效光伏材料将进一步涌现发展，光伏+充电桩，光伏+绿色建筑、光伏+地铁、光伏+物流及光伏+旅游等新的应用场景也将大放异彩。
链接6 :12月12日，由科华恒盛投资建设的广州地铁鱼珠车辆段5MW光伏项目由“试运行”转为"正式运行'’的启动仪式，在广州市广州地铁鱼珠段厂区内隆重举行.该项目是目前国内规模最大的结合地铁交通的分布式光伏电站，项目团队从开工到并网发电，历时4个月，终于实现这一创举。运行期内，项目年平均发电量能达到420万千瓦时，每年可替代1623.45吨煤炭消耗，实现节能降耗、绿色可持续发展的目标。
结语
经历十几年酝酿和发展，分布式光伏市场目前正处在快速增长向稳定发展过渡的转折点，只有在政府同市场主体共同的配合和努力下，才有可能实现行业的可持续的稳定发展。现阶段的分布式光伏市场投资总体已趋于理性，但未来分布式项目补贴退坡机制、规模管理、市场化交易推进步骤及配额制落地情况都还有待进一步明确，分布式光伏市场可能迎来全新的挑战，也可能同时面临新的发展机遇。我们相信伴随着政策预期不断明晰、市场化机制不断完善、技术不断进步、行业不断壮大，一个良性、有序、多元且可持续发展分布式光伏市场是值得期待的。
