近日，北京、山西、內蒙古、遼寧、江蘇、浙江、甘肅等20余個省(區、市)電網公司陸續發布代理購電電價公告。公告顯示，上述地區已完全取消工商業目錄銷售電價，暫未直接從電力市場購電的工商業用戶從12月起將由電網企業代理購電。對于由電網企業代理購電的高耗能用戶，其電價水平按其他用戶購電價格的1.5倍執行。

根據各地公告，12月電網代理購電電價水平普遍高于此前的目錄電價。這意味著，固定不變的目錄電價變成了“能漲能跌”的市場化電價。有業內人士認為，這將進一步激發工商業分布式光伏行業的市場活力。

有望提高分布式市場接受度

“此次電網出臺的代理購電政策，是通過經濟手段調整電價，客觀上增加了市場對分布式光伏電站的接受度，無疑會為國內分布式光伏市場添一把火。”某分布式光伏總包企業相關負責人周某認為，取消目錄電價，將激發出工商業業主投資安裝分布式光伏的潛在需求。“取消目錄電價后，會增加光伏電站中期投資回報，后續產生的經營收益在可預見的周期范圍內也會有所增長。從節能降碳和能源轉型的角度出發，目前安裝光伏也是一個被市場廣為認可的有效方式，產業發展相對成熟。”

對于高能耗行業的企業而言，按照現行規定，由電網企業代理購電的電價水平要按其他用戶購電價格的1.5倍執行。國網能源研究院新能源與統計研究所室主任胡靜告訴記者，當前，我國的宏觀政策方向并不鼓勵高能耗企業盲目擴張，該類型企業的用電成本也將走高，選擇投資安裝分布式光伏自發自用具有一定的經濟性。

值得一提的是，周某認為，高能耗企業安裝分布式光伏“更看重的是解決高耗能帶來的高碳排放問題”。“僅靠建設光伏電站也許只能解決3%-5%的降碳需求，設法降低用電量才是更為有效的降碳之策。”

提升盈利空間

胡靜指出，在此前開展的分布式發電市場化交易試點中，售電方和用電方達成中長期交易合同，在合同期內電價是固定的，以這一價格便可測算出光伏電站的基本收益。但當前，電價隨市場波動，投資安裝分布式光伏電站且自用比例較少，依靠參與市場交易售電，可能收益并不穩定。

對此，周某也認為，隨著市場開放程度不斷加大，光伏發電領域“隔墻售電”的市場可能也會相應擴大。“如果選擇賣電給相鄰的購電方，而不是電力公司，這也會影響電站收益的測算。”

“在現行機制下，電價跟隨市場行情上下浮動。如果‘分布式光伏+儲能’的成本可以下降到一定程度，工商業業主選擇投資安裝分布式光儲，不僅可以靈活應對電價變化，還可以增強電站的盈利能力。”胡靜分析，工商業光伏項目自發自用可以在電價高峰時段節省用電成本，當前國內多地已開始執行最新的峰谷電價，很多省市的工商業電價最大峰谷價差已經超過0.7元/千瓦時，價差進一步擴大也將提升“分布式光伏+儲能”的整體盈利空間。

東部地區意愿更強

“由于不同地區設置的漲跌幅度不同，未來不同地域電價的差異性也將越來越明顯。”周某認為，太陽能資源分布并不均衡，這也會影響不同地區的分布式光伏發展，“東部沿海經濟發達地區投資安裝分布式光伏的意愿會更加強烈。因為，在東部地區，目前的工商業用戶中，從事生產制造的企業相對更多，企業廠房多，減排壓力大，投資安裝分布式光伏是必須要考慮的事情。”

“此外，由于光伏發電曲線呈現拋物線，晚上不發電，早上開始慢慢出力，到中午達到高峰，隨后下落。一般負荷特性呈現早晚雙峰特性，與分布式光伏的出力特性并不完全吻合，如果業主通過儲能靈活調節資源，讓用電特性和光伏發電曲線相吻合，收益要更明顯。”胡靜持有相同觀點，東部地區以制造業為主的工商業用戶具備更加適應光伏發電特性的能力，投資者對分布式光伏的接受度也會更高。

“目前，各地電網代理購電的電價剛剛出臺，真正的市場反饋還需要時間的驗證。目前施行的代理購電，其實更類似于一種‘統購統銷’的模式。此前，用戶是通過電網公司購電，現在也是，原有的交易模式并沒有完全顛覆，只是將電價和終端需求聯系起來，根據終端需求的增長和降低設置了漲跌幅度。”周某認為，隨著我國電力交易機制的完善和優化，工商業用戶會真正迎來自主購售電的交易模式，分布式光伏的市場空間也將進一步打開。