彭澎提到，在過去的五年中，地面電站的裝機量經歷了一次高峰期，出現在2017年。然而，時隔五年，在2022年，地面電站的新增裝機量才再次超過了2017年，這顯示了當年地面電站裝機量增長的迅速，得益于補貼支持。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎作《分布式+儲能的發展趨勢》主旨報告。

她還指出，過去幾年分布式光伏的主要增長來自戶用領域。去年，工商業領域的分布式光伏裝機容量增長超過了300%，從7.4GW增至26GW，對于導致這一現象的深層次原因，彭澎認為，是由于東部地區的地面電站開發將基本結束。國土和自然資源部已明確第三次全國土地調查總體方案，對地面電站的開發進行了限制。例如，廣東省目前還沒有找到合適的用地，但一旦找到，項目將立即啟動。一旦明年完成并網，中東部地區的土地資源將得到充分利用。之后，東部地區的發展將主要依靠分布式光伏項目。

2022年，分布式光伏仍呈現東強西弱的格局

2022年，分布式光伏仍呈現東強西弱的格局，即土地面積較小的東部地區的裝機量較大，這表明光伏裝機仍受制于消納能力。河南、河北和山東是戶用光伏裝機量前三的省份，而浙江、江蘇和山東是工商業光伏裝機量前三的省份。總體來看，山東和河北的新增裝機量并列第一，每年新增裝機量均超過900萬千瓦。這些省份主要分布在東部地區。

彭澎指出，分布式光伏的客戶安裝驅動力主要來自電價上漲。去年，由于極端氣候，省間現貨電價達到了每千瓦時10元的高價，這是史無前例的，隨著工商業全面進入電力市場，電價的波動性加劇，使得電力市場形勢比預期更加復雜。未來五年，電價上漲趨勢明顯，但在整體上漲背景下，市場結構呈現溝壑縱橫的趨勢。主要原因是占比70%的火電價格上漲。最近，煤價已達到每噸1000元，根據煤炭價格逢千必漲的觀點，煤價一旦達到這一水平，就會繼續上漲。而這導致許多發電集團在火電領域面臨巨大虧損。

中國各省的電力市場結構正逐漸形成獨特的特性，就像美國各州的情況一樣，每個省份都有自身的電力需求和供應特點。廣東和廣西之間，湖南和湖北之間的經濟差距都反映在各自電力市場的峰谷價格和出現時間周期的大幅差異上，而在東部地區，由于減煤壓力大，能耗雙控政策對電力系統的影響尤其顯著，這對當地政府的政策制定產生了重要影響。政府在制定政策時往往傾向于維持較低的電價，以保障電力的經濟負擔性和吸引更多制造業的發展，然而，電力市場的復雜性在電價上漲趨勢出現時尤為明顯。去年，電力現貨市場的開放導致了較高的損益電費。這種虧損主要發生在省間現貨電力交易中，以浙江為例，當省內電力需求高峰時，不得不從省間現貨市場購買高價電力，然后以低價向用戶供電，造成巨大虧損，但由于政府和電網公司并不承擔這些虧損，各省的工商業企業可能被迫來分攤這些損失，具體的分攤比例則根據各省的實際情況而定。這將對中國電力市場的發展產生深遠影響。

彭澎進一步指出，去年的情況非常特殊。以長江電力為例，作為中國著名的水電企業，其2022年的年報數據顯示，雖然總發電量同比減少了10.92%，但是水電在整個電力供應體系中的比例不到20%，水電減產的絕對量并不高。然而，降低1%的產量卻可能導致電價翻倍，這不是線性關系。俄烏戰爭也是類似情況，天然氣缺口可能只有5%，但價格卻可以漲五倍。 

她還舉例說明了在去年的七、八月份，浙江省的損益電費達到了約900億元的規模。小企業需承擔的電費負擔急劇上升，對于小型制造業來說，電費的增長引發了嚴重的擔憂。這一情況也促使浙江的工商業分布式光伏增長迅猛。值得注意的是，即使在光伏組件價格高漲的情況下，浙江工商業中約一半的比例都是業主自投。業主們主張盡早安裝光伏系統，盡管這可能意味著更高的光伏組件成本，但他們認為省下來的電費可以彌補這部分成本，而這種情況并非浙江獨有，如安徽省去年的損益電費也達到了40億元，盡管安徽并不是經濟較發達的省份。這種大規模的電費損失對小企業以及當地政府都帶來了壓力。

為了解決這個問題，浙江政府曾要求五大發電集團每度電截留部分利潤以彌補損益電費的虧空，但僅有浙能表示同意。隨后，政府又要求售電公司截留利潤，但同樣沒有得到全面的同意。因此，這一負擔最終由全省的工商業承擔。

彭澎指出，損益電費問題在電價波動的背景下長期存在，這是電力市場的客觀現象。如果損益電費持續上升，可能會刺激本地工商業盡可能增加光伏設備的安裝，以降低從售電公司和電網購買的電量，而分布式光伏用戶現在面臨的是一個現貨市場，其電價基于基礎電價進行折扣。當用戶電價降低，折扣電價也隨之下調。隨著裝機量的增長，山東去年對分時峰谷曲線進行了調整，使得光伏發電的黃金時間變為谷電，從而引導用戶在中午和白天使用更多電力。因此，配備儲能系統的分布式光伏項目越來越普遍，因為在電價較低的時段可以通過儲能調整供電。

為什么是河北和山東兩省成為電價調整的首發省份？

河北和山東兩省因其大量的光伏裝機量成為電價調整的首發省份。去年，河北的光伏新增裝機量居全國之首，達到934萬千瓦，山東則緊隨其后，達到926萬千瓦。在存量項目方面，山東全國第一，達到4270萬千瓦，河北約為3855萬千瓦。這兩個省份的電網靈活性基本上已消耗殆盡，他們必須通過電價機制鼓勵在中午和白天使用更多電力，以及增加儲能項目。

彭澎認為，盡管目前電價調整尚未擴大到其他省份，但隨著光伏累計安裝量的持續增長，未來可能會發生。解決之道可能在于日內調整電價和增加儲能設施。河南已經在準備發布政策，要求分布式光伏項目配備儲能，這種趨勢的傳導速度可能會比預期更快。

對于綠色電力項目而言，廣東是優質項目的領頭地區。高電價地區的項目具有更高的價值。廣東通過調整峰谷時間段并新增尖峰電價，在時間維度上實現了更好的光伏發電情況。由于市場化程度較高，廣東的電力市場具有較大的靈活性。去年，廣東市場現貨電價表現相當不錯，盡管在5月和6月較低，但在7月、8月和9月，整體現貨電價接近0.7元。廣東市場也明確了到2025年全省新興儲能產業營業收入達到六千億元的目標，并為新建儲能項目提供了綠色通道和可能的省級財政補貼。

電力市場項目企業的增加盈利來源

彭澎提出，分布式光伏和儲能項目的盈利能力，是與創新模式以及電力市場的波動性緊密相聯的。面對電力市場的日益增長復雜性，項目的選擇以及前期準備工作對于其盈利性的影響將愈發顯著。未來，每個項目的盈利情況可能會出現一定的差異。因此，項目的開發能力、融資能力和創新能力將對其盈利性產生重大影響。她還指出，深圳已在為此做好前期政策的準備工作。如果企業使用了綠色電力并獲得了綠色認證，那么在深圳的碳市場試點中，就可以抵消其排放量。這樣的做法是合理的，同時也有利于推動綠色發展。未來可能會推動碳市場與綠電市場的聯動，向分布式用電戶發放綠色認證，從而帶來額外的收益。

在最后的總結中，彭澎強調，創新模式和電力市場的波動可能會產生較大的收益，而風險較大的項目可能會帶來更高的收益，但在當前碳酸鋰價格迅速下降（短短四個月下降了65%，其跌幅遠超硅料）的大背景下，儲能成本也正在迅速下降。因此，她建議，在考慮新項目時，可以優先考慮儲能項目，以充分利用這一市場變動帶來的機遇。

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