分布式发电市场化交易试点：电改新突破，分布式装机有望持续高增长

一、隔墙售电电网保障，分布式光伏业主稳定、电费难收两大顽疾将有效解决

根据《试点通知》内容，分布式发电交易模式分为三种：1) 直接交易模式：分布式发电项目直接售电给电力用户，向电网支付过网费;2) 全额上网模式：电网按国家核定的各类发电标杆上网电价收购电量，度电补贴要扣除配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。3) 委托电网代售电：分布式发电项目委托电网代售电，电网按综合售电价格减去过网费后转付给分布式发电项目单位。

此前，分布式光伏主要包括：1)自发自用、余电上网，2)全额上网这两种模式。虽然，自发自用的“用电价格+0.42 补贴”的收益要高于全额上网按照标杆电价(三类地区0.85)的收益，但是受限于：1)用电企业的稳定性问题(20 年有效存续较难，我国企业的平均寿命周期较短，特别是中小型企业;还有单一企业的用电量需求波动的风险);2)用电企业的企业信誉、经营状况等造成的电费收取困难等两方面的因素，分布式光伏电站运营商往往会选择收益率较低、但是交易方为信誉较高的电网企业的“全额上网”的模式。

《试点通知》很好的解决了“自发自用”分布式光伏项目投资商“电费收取”的后顾之忧：1)屋顶面积大但用电量少的企业，可以摆脱“全额上网”收益率低的困扰，可以根据自身情况选择交易模式中的其他方式;2)电网公司代收电费，电费收入更有保障，也为光伏电站后期作为金融产品提供了基础;3)分布式电站对屋顶企业的依赖性降低，灵活性及流动性增强。

二、工商业屋顶平价已经来临，分布式装机有望持续高增长

测算分布式发电交易的收益：1)当前我国的工商业用电的均价在0.7-0.8 元/kWh，居民用电的价格在0.49-0.62 元/kWh 左右。假设参与发电交易的电价收费按照10%的折让，那么对应的发电交易收益为0.63-0.72 元/kWh、0.44-0.56 元/kWh。2)自发自用的度电补贴为0.42 元/kWh，如果参与了分布式发电交易，根据《试点通知》规定，补贴要下调10%，也就是0.38 元/kWh。3)电网公司的“过网费”部分，当前我国平均大工业用电输配电电价平均价格为0.13 元/kWh，一般工商业输配电电价在0.36 元/kWh，假设分布式发电交易的“过网费”按照0.05 元/kWh(实际情况，有待确定)。则分布式发电交易的收益为0.96-1.05 元/kWh(工商业)、0.77-0.89 元/kWh(居民)，工商业分布式的收益率要大于0.85 元/kWh 的全额上网收益。

另一方面，全额上网该换到市场化交易后，在基础的电费部分，及时拿到的比例会更高。考虑到当前工商业分布式的度电成本也仅0.5-0.6元/kWh，市场化交易后，工商业分布式的基础电费收益(扣除补贴部分)在0.58-0.67 元/kWh，工商业分布式已经能够实现平价，选择市场化交易的企业现金流情况将大幅改善。

根据能源局统计，1-3 季度分布式光伏装机15GW，占比36%。预计全年分布式装机有望达到20GW，占比40%，其中屋顶分布式(工商业+居民)预计占比12-15GW，同比增速在400%-500%。在工商业分布式已经平价、居民分布式接近平价的大背景下，特别是屋顶分布式继续不限指标，预计18 年分布式光伏装机有望持续高增长，按照同比100%的增速测算，18 年屋顶分布式装机有望达到24-30GW，加上集中式电站22GW，以及同样不限指标的村及扶贫(17 年1.8GW，18 年预计4GW)，18 年国内装机有望达到50-56GW，需求仍有保障。全球市场在美国略有下滑、印度、新兴市场的带动下，全年装机预计110-115GW，较2017 年的97GW 左右，实现15%以上的增幅。

三、分散式风电或许成为最大赢家

分布式光伏今年爆发式增长，与此形成鲜明对比的是，今年风电行业受限于北方六省红色禁令以及南方项目进度严重低于预期的影响，新增吊装量预计将同比小幅下滑，行业内关于分散式风电的讨论越发热烈，“大力推进分散式风电的发展”成为行业共识。2017 年11 月8 日，河南省发改委下发2GW 分散式风电指标，可以认为是分散式风电行业的一次有效尝试。但因为分散式风电较集中式风电在前期测风、运输、吊装、运维等环节成本大大增加，经济性面临挑战。根据本次的《试点通知》，分散式风电项目也有望参与市场化交易，按照用电电价核算的风电收益增加，将大大超过分散式的成本增加，收益率水平将极具吸引力，分散式风电将类比分布式光伏，有望迎来快速发展。考虑到18 年：1)南方市场工期拉长、环评影响的因素将弱化，装机量有望恢复增长;2)北方红六省限电持续改善，部分省份有望解禁复出，贡献额外增量;3)分散式风电的弹性，风电行业反转向上趋势将逐步确立。

责任编辑：solar_robot