關於分布式光伏「自發自用」簽約電價的探討
截至2024年6月底，全國光伏發電裝機容量7.13億千瓦，其中集中式光伏4.03億千瓦，分布式光伏3.1億千瓦；2024年上半年，全國光伏新增並網1.02億千瓦，其中集中式光伏4960萬千瓦，分布式光伏5288萬千瓦。從數據不難看出，中國分布式光伏專案占據了存量專案的43.7%，在增量專案中更是超過了半壁江山。
雖然分布式光伏專案在實際開發中存在這樣或那樣的問題（如糾紛多、自發自用電費賬期長等），但客觀現實告訴我們，分布式光伏專案不存在要不要繼續開發的疑問，而是如何持續開發好、持續良性發展的問題。
（來源：北極星售電網 作者：曹亮 王文清）
工商業屋頂分布式專案作為分布式光伏專案的重要組成部份，對助力中國實作「雙碳」目標和促進電力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以來，各地「自發自用、余電上網」工商業屋頂光伏專案的自用電價簽約價格持續走低，不少存量專案的屋頂業主（用電方）也提出了降電價的訴求，這種現象甚至還進一步導致了部份存量專案「自發自用」電費的回收賬期變長，對分布式光伏專案的開發建設造成了一定的影響。
本文對「自發自用」簽約電價走低的原因進行了分析；探討了簽約電價的合理邊界；以東南某省為例，對「自發自用」電價的合理期望值進行了測算，旨在為工商業分布式專案的開發提供簽約電價方面的參考。不足之處，歡迎讀者批評指正。
一、 「自發自用」簽約電價 走低的原因
（1）分布式光伏專案單位建設投資下行的影響。光伏元件價格從2023年初的1.5元/W左右持續跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，專案的單位造價隨之降低，在滿足相同的財務內部收益率前提下，「自發自用」電價客觀上具備了一定振幅的讓利空間。從財務測算角度，專案收益對於電價最為敏感，其次才是造價，所以造價的大幅降低，並不能帶來電價同等振幅的下行。
（2）光伏專案開發商業模式多元化的影響。部份民企投資方采用「（資本金+融資）投資+建設」的模式，其在建設過程中已透過EPC過程獲利頗豐，若以前期投入的資本金為基準，在3個月左右的建設周期內，就獲得了兩位數以上的凈利潤率，後期的電費收入只需要覆蓋融資的財務費用（含當期應還本金）即可。以這樣的商業模式來開發專案，「自發自用」電價確實可以簽的很低，但是這種模式對於屋頂業主記憶體在較高的風險，畢竟光伏專案是25年期的資產，其間需要高質素的執行維護（包括屋頂的防漏補漏）來確保屋頂業主的各項權益，從基本人性角度衡量，投資建設方在建設過程中已經賺到了足額的快錢，後期的運維並不是其關註的重點，且不論投資建設方自身的經營風險和存續周期問題。
（3）電力市場化交易，尤其是電力現貨市場價格訊號傳導的影響。從宏觀來看，隨著全國光伏裝機達到7.1億千瓦，達到同期全國電力裝機容量的23%，光伏出力時段的高度集中特征，極大的削弱了光伏電量在電力市場化交易中的議價權，甘肅、新疆等西北地區的電力盈余省份光伏電量上網電價已經進入0.1x元/kWh區間，且基本上光伏的大發時段均被設定為上網電價的低谷時段。各省電力供需情況雖存在較大差異，但總體上來看，批發市場的價格訊號不可避免的會向分布式「自發自用」電價傳導，由此引發了「自發自用」協定電價持續降低的現象。
二、「自發自用」電價的合理邊界
從基本邏輯來看，「自發自用」電價的「期望值」是存在一個合理區間的，協定電價太低顯然會損害投資方的投資意願，而電價太高則會顛覆「自發自用」模式自身存在的必要性。
（1）電價的下限值由專案投資方的投資意願決定。自發自用協定電價不能低於同區域全額上網分布式光伏專案的上網電價，目前國內大部份地區的分布式光伏專案均屬於保障性收購範疇，其上網電價基本參照該地區的脫硫煤標桿電價；部份現貨市場執行地區（如山東），分布式專案的上網電量部份，結算價參照當月集中式光伏專案的現貨市場結算均價。相較於地面光伏專案，屋頂分布式光伏專案的營運期風險和運維工作量都增加了不少，客觀上必須透過比地面專案更高的電價來疏導該部份的風險及額外投入。
（2）電價的上限值由用電方的購買意願決定。在工商業使用者的生產工藝和用電時段相對確定的前提下，使用者透過電力市場化交易購電，將會形成各個時段的購電平均電價（零售市場的顆粒度一般不會太高，通常分為尖峰、平段、低谷）。既然「自發自用」電量是用於替代同時段的市場化交易電量，那它就應該比同時段的交易結算電價（結算電價=市場化交易電價+線損電價+電度輸配電價+系統執行費+政府性基金及附加）低，否則使用者就沒有使用光伏自發電量的意願和必要性。
（3）其他因素的影響。如透過「自發自用」電量實作能耗指標的替代，或者降低碳排放的目的，這些屬於部份工業使用者的關註點，尚不具有普遍性，本文暫不討論此類因素對於「自發自用」電價的影響。
三、某省的算例
正如拋開劑量談毒性是耍流氓，無視不同省份的電力供需實際狀況去泛談「自發自用」電價降幅也同樣不合理，以中國東南某用電大省為例，在測算「自發自用」電價合理期望值時，考慮的測算邊界主要有以下幾點：
邊界條件（1）：由於售電公司代理購電時與具體使用者的電價簽約模式較多，難以作為普遍參照，故本文取電網代理購電的尖（峰）、平、谷電價作為使用者側分時電價的參考價格（本文取2024年9月電網代理購電電價）。
邊界條件（2）：某省的光伏發電典型日出力曲線。用於統計光伏發電專案在每個時段所發電量在其當日全口徑發電量中的占比。
邊界條件（3）：使用者在光伏出力的各個時段具有相近的消納占比，即：余電上網和自發自用電量，在各時段全口徑發電量中的占比相對恒定。這個邊界條件屬於假設條件，看似苛刻，實際上因為企業作息和光伏出力特征的反差，余電上網更大概率發生在午間低谷電價時段，即：使用者在低谷時段使用的「自發自用」電量在同時段全口徑發電量中的占比更低，結合邊界條件（1）、（2）可知：附加了假設的邊界條件（3）後，對電價期望值的計算結果是起到拉低的貢獻，使得計算結果更為保守。
顯而易見，自發自用電價期望值的上限，是假設各時段「自發自用」電量均來自於公共電網，以電網代理購電分時電價乘以相應時段光伏發電量占比的加權方式得到，即：
電價期望值（上限）=∑電網代理購電分時電價x光伏分時發電量占比（%） （公式1）
下表列出了該省2024年9月1～10（20）千伏供電等級電網代理購電工商業使用者電價、相應的峰平谷時段劃分，以及光伏相關典型日發電數據（百分比）。
註：
1、該省1月、7月、8月、12月等4個月有尖峰時段，本算例取向相對保守，故不取尖峰月份的電價。
2、不同地區的發電數據存在差異，該表格數據僅適用於該省。
將上表數據帶入（公式1），計算得到「自發自用」電價期望值上限為0.8634元/kWh，考慮到分布式光伏專案占用了業主（用電方）的屋頂，如果將屋頂租金折進電價，合理的電價應該取上述計算值的6～7折左右，即「自發自用」部份的電價合理期望值為0.5180～0.6044元/kWh之間，實際可根據專案具體開發條件具體商談，在當前的建設投資成本水平下，應該確保（脫硫煤標桿電價+綠證收益）≤「自發自用」部份的簽約電價≤上述合理期望值。
為了專案全生命周期的順利履約，並不建議為了專案開發時的紙面高收益盲目追求簽約過高的「自發自用」電價。算例雖基於某省的當前電價政策，但計算邏輯具有一定的普適性，其他各省在測算合理的「自發自用」簽約電價時可參考。需要重點說明的是，不同使用者的用電方案可能存在較大的差異，工作中需要結合實際對計算方法進行適應力調整。
（註：本文為投稿，以上觀點僅代表作者）
