作者 |田思

编辑|杨亦

今年前三季度，中国光伏装机再创新高。国家能源局公布的数据显示，新增装机1.29亿千瓦，同比增长145%。其中，分布式光伏成为新增装机主力，以52%的占比又一次超过集中式。

从地域市场看，分布式装机开始明显“南移”。以往的分布式主阵地冀鲁豫，已成“红海”、略显乏力，南方各省如苏浙皖湘鄂则异军突起、势头刚猛。与此同时，分布式光伏面临的并网难、审批难等痛点问题也进一步凸显，成为行业发展的“拦路虎”。

11月10日晚间，山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌做客华夏能源网大咖直播对话节目“鹏友圈”直播间，就“分布式光伏高增长下的新趋势、新问题”、“分布式从业者如何学会让利”、“光储融合未来的走向”等问题以及最近备受关注的峰谷电价调整、上网电价变动等可能出现的政策，与华夏能源网创始人兼CEO王康鹏展开了深度对话。

本次对话全程在华夏能源网、江苏省储能行业协会、智汇光伏、索比储能网、投资界、投资家、一点资讯App等七家媒体平台的视频号同步直播，全网合计曝光量超过3万人次。

以下为对话内容精华，华夏能源网（公众号hxny3060）编辑整理后发布：

分布式光伏高增长下的新趋势、新问题

王康鹏：今年以来，分布式光伏高增长势头持续。你如何看待分布式发展现状？明年还能维持高增长吗？

张晓斌：从近年来国内分布式装机的发展态势以及当前发展趋势来看，分布式装机市场在未来几年内将持续保持较高的增长势头，这是较为确定的趋势。然而，在各省份之间，增速分化现象将愈发明显。例如，山东、河南等省份，尽管今明两年仍将保持较高的增长量，但增速将有所放缓；而对于南方省份而言，虽然目前增长量尚未完全释放，但增速已得到大幅提升。从总体上看，明年的装机量将保持一个平稳的状态。

王康鹏：分布式市场在显著“南移”，今年前三季度，河南、江苏、山东，安徽、浙江成为分布式装机前五的省份。南移走势会给行业带来什么影响？

张晓斌：分布式光伏装机热度向南转移，反映了资本流向的变迁，这一趋势标志着国内光伏产业的发展由重点省份向全面开花的方向迈进。分布式光伏产业实现更大规模的发展，需要更多省市的积极参与，这是一件有利于国家能源结构优化和绿色经济发展的大事。在分析南移现象时，我们需要关注以下两个方面：

首先，要明确市场上主要开发商的构成。在广西、江西、湖南等地，许多分布式光伏项目由来自冀鲁豫三省的从业人员开发。当市场环境发生变化时，这部分人可能会出现回流。

其次，虽然南方市场的增速较为显著，但其基数相对较小。南、北方市场容量存在较大差距，受经济水平、用电水平、电网结构、资源禀赋等条件的制约，各省的渗透率极限也各不相同。例如，山东的低压渗透率可以达到6%、7%，而南方一些省份的渗透率极限可能只有2%。因为分布式光伏的开发需要兼顾当地的经济发展需求和电力负荷、消纳条件。

关于未来分布式市场的发展方向，尚存在不确定性。明年可能南方市场持续保持热度，但受制于由户用资源人备案向项目公司备案的政策推动下，部分企业的布局和发展会受一定影响。在现有的装机发展速度下，南方多省预计在很快时间内低压容量接近饱和，南北方将又要回到同一水平线，市场的热点又会回到山东、河南、河北、皖北、苏北等地区，因为将会有新的市场模型会推出。因此，各大企业应根据自身优势和政策导向，适时调整发展策略和战略布局。

王康鹏：最近光伏组件价格降得非常厉害，已经低于1元/W，这对分布式光伏会带来多大利好？

张晓斌：任何事情都有两面性，组件价格的大幅下降确实为分布式电站的建设降低了成本，有助于刺激新的装机需求，这是值得肯定的积极因素。然而，过低的价格也带来了一些潜在的风险，这些问题需要我们整个行业共同应对。

首先，相比于去年同期，组件价格下降一半，很多央国企的投资企业如果目标营业收入保持不变，那么就需要完成两倍的装机规模，投资企业其实也面临很大的经营压力。

其次，现在的低价是由于从上游硅料到下游组件，整个产业链的产能过剩，倒逼了现在出现低价的情况。企业利润进一步摊薄甚至出现倒挂，没有利润就没有服务，这可能导致行业发展质量下降。当前，行业内存在“谁先把谁卷死”的竞争态势。如果这种状态持续下去，明年下半年可能会出现大量企业裁员等问题。

总之，在享受组件价格下降带来红利的同时，也应警惕潜在的风险，我们要分析这部分红利被谁拿走了？有没有反哺给行业本身？针对这些问题，呼吁政府部门和企业共同努力，加强对分布式光伏行业的政策支持和引导，在保持市场竞争活力的同时，关注行业风险，引导企业合理调整发展策略，避免盲目扩张。同时，加大技术创新和产业升级的力度，提高行业门槛，回归理性。

分布式从业者要学会“让利”

王康鹏：随着装机量的大幅增长，分布式消纳难的矛盾变得突出。山东作为“户用光伏第一大省”，消纳情况怎么样？为什么会出现备案难、接入难？

张晓斌：分布式光伏发电的消纳问题确实存在一定程度的困难，甚至可以说是层出不穷。但总体来看，这些困难基本上都是局部性的，分布式光伏尚未出现系统性的消纳难题和大面积弃光现象。在分析问题时，我们需要客观全面地看待，避免以偏概全。

部分地区备案困难的主要原因包括：一是“双碳”目标提出后，部分地方政府为确保经济发展和税收，要求新能源企业配套一定的资源，作为备案前置条件；二是过去一些专门从事路条开发的企业已在当地备案，使得电网容量受限，其他人无法在短时间内备案；三是当地政府和电网需要预留一定的缓冲空间，以应对行业发展带来的挑战。

关于电网接入难题，目前主要存在以下三种情况：一是部分项目备案后，企业可能因成本考虑选择暂不施工；二是从备案到并网的过程中，大约需要45天至两个月的时间，若在此期间出台新政策，可能会影响到部分电站的并网；三是部分省市从业者反映电表领取困难。电表领取困难的原因，第一，因为当地电网的电表备货有一定的规划；第二，有关系有能力的人提前领出大量的电表；第三，最关键最重要的问题是部分台区的光伏出力和负荷不均衡或者负荷不够造成当地备案难、接入难。

王康鹏：分布式消纳难的问题，应该从哪些方面来解决？

张晓斌：分布式光伏备案难、接入难的问题，从根本上讲，主要包括行业从业者遵守规则程度、地方政府作用发挥以及电网企业承担责任积极性的三个方面。这些问题既有主观原因，也受客观现实所限。我们应充分利用媒体力量，倡导行业建立健全健康有序的规则，避免因部分部门和单位的不作为、不担当而影响行业的正常发展。

另一方面，也是非常关键的一点，行业从业者应学会让利。过去，一些开发者认为有了“双碳”政策，分布式开发就能“畅通无阻”。实际上，国家政策明确分布式光伏并网是“能并尽并”，如何理解这个“能”字？我认为，满足并网条件的企业才能并网，而非全部照单全收。

分布式光伏从业者应认识到，这几年，电网企业为支持新能源发展付出了很多人力、物力和财力，但电网本身也是企业，不是慈善机构。作为命脉型、支柱性企业，电网负责整个社会电力的供应、安全和稳定，我们应与之保持良好的关系，深入配合。同时，为支持分布式光伏快速发展产生的调峰成本，开发企业也应承担相应责任。

过去几年，我们呼吁电网完成增量配电网、农网电网改造、配网端建设等任务，当时的装机量仅为40GW规模，电网改造速度可以匹配光伏装机速度。然而，如今一年装机量超过150GW，甚至可能达到200GW，电网端压力巨大。我认为，下一步分布式快速发展带来的额外成本，无论是配储还是建设送出线路，都应由新能源企业承担。

很多地方光储融合的路子走偏了

王康鹏：解决并网问题的另一个思路是配储，山东、河南等地也明确要求分布式配置储能，如何看待这样的市场趋势？

张晓斌：储能模式作为电网柔性调节的重要手段，确实具有灵活、省心的优势。许多省市鼓励配储并设定强制性配储比例，但在实际操作中，如何配置储能以及储能设施的选址等问题至关重要。

客观地说，近年来行业内的大部分储能企业并未完全符合发展初衷。在未来三到五年内，户用储能市场潜力有限，主要发展空间集中在工商业储能和大型储能领域。

现在很多企业都把工商业储能的市场放在浙江、广东等价差高、可两充两放的地区，是不够的。无法满足20万家储能企业的发展，同时，随着新能源装机逐渐增多，各省白天谷电时间拉长，白天峰变平，平变谷，变成类似山东这种一充一放的形式。

分布式光伏市场发展储能初衷是解决消纳问题。我认为，分布式台区配储，是目前最合理、最应该推广的方式。既可以解决光伏出力与负荷不匹配的问题，又满足了电网的要求，增加了新能源的装机量，又带动了储能的出货量。

储能的发展之所以应该匹配新能源，是由于双碳目标带动了新能源的发展，从而带动了储能的发展。因此未来，不要过于强调储能的经济性应重点发挥其必要性。

王康鹏：有部分省市的项目方反映，给新能源配储后的利用率并不高，投资收益无法保障。山东省推出了一些新办法，把它转为独立储能，是如何实现的？

张晓斌：大型储能设施确实存在利用率不高的问题。虽然大型储能对于优化电网运行具有一定的作用，但大型独立共享储能是过渡性产品，一是利用率低，二是解决不掉出力与负荷不平衡的问题，三是独立共享储能经济来源主要依靠共享租赁，收益低，纳税少，地方政府兴趣不大。以山东为例，部分独立工商业储能设施的利用率未能达到预期，有时候一周可能只会调动一、两次。这种现象导致储能设施并未真正发挥其作用，很多时候变成了“要求配多少，我就配多少”的状况。

尽管大型储能设施在能源局和电网公司的推动下得到了一定发展，但在地方区、县级政府层面，支持程度并不高。因为大型储能设施的收入模式主要依靠租金，经济账并不划算。大储真正的市场在西北，而华东、华南这种寸土寸金的地方，大型储能设施的推广并不经济。

未来，我们认为“台区配储”更具市场潜力。这种模式能够解决单个电源侧的问题，且具有较高的经济性。

该形式满足三测电网（源网荷）的特性，每个台区配一个100千瓦，200千瓦时的储能设施。目前山东德州已有案例，是我们协会与一家光伏平台企业共同推进的“分散式共享云储能”的模式，储能设施配置在变压器低压侧，同时装上独立电表，现项目已落地。旨在优化能源结构，缓解电网压力。电站不接受电网调度，就近存储户用光伏装机量过多而产生的消纳过剩电量，跟当地电网约定白天谷电时将发电量储存起来，等到晚上在光伏发电不足的用电负荷高峰时段，暂时按照燃煤电价的标准，再将储存的电能正常释放至电网。户用分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备，从而解决了变压器的容量不足问题，相当于实现了对变压器的扩容功能。

关于该项目储能配套设施的成本问题。该储能设备的前期投资成本均来自于户用光伏的终端利润抽成，可以理解为“成本转移”，不影响光伏投资收益率。分布式光伏开发成本的上浮刚好与组件设备成本的降价相吻合，即设备制造端的降本增效全部补贴给了终端业务开发，市场“内卷”极其严重，利润分配的不合理带来市场的恶性竞争，不利于户用光伏市场向着良好、有序、健康的方向发展。而且户用光伏市场发展的瓶颈并不是屋顶资源的匮乏，而是电网基础设施设备资源的不足，例如多数变压器的容量已满、10千伏甚至35千伏的线路过载等等。因此，组件等设备成本的下浮空间不应该由终端业务开发所得，而应让利于电网基础设施设备的改造升级。

最后收益情况来看，虽然该项目并未采用所谓的“峰谷价差”政策，但是解决了电网的容量问题。另一方面随着电价的市场化改革，未来有产生收益的可能；第三方面是多点台区储能聚合后形成的“云储能”有望为电网的区域内调度做出贡献，可获取一定的调度收益。

德州配储的成功试点，给户用分布式光伏的持续性发展提供了新思路，也验证了台区配储可实现电网对光伏的消纳和调度。同时，在储能投资的收益上变更认知，不从储能本身找收益，而从光伏投资中算成本。

王康鹏：关于近期多省出台的最新政策，比如峰谷电价调整、分时上网电价等，你怎么看？

张晓斌：这个问题很简单。举个例子，如果你之前每年都赚100万，但是今年只赚了80万，你认为是赚了80万，还是赔了20万？这是个认知角度的问题。国家的一系列政策都是为了让行业健康持续地发展。我们应该通过产品技术革新、产能扩产带来的降本利润红利反哺给能给我们带来空间的市场。行业回归市场化，未来新能源参与市场化交易，上网电价按照电力现货价来执行，是大势所趋。同时峰谷电价调整，白天改成谷电，可以把晚上的负荷拉到白天，增加白天的用电量，从而带动光伏白天出力时的消纳，也是非常好的政策。