韩媛直播_韩媛直播app官方正版下载_韩媛直播高品质美女在线视频互动社区

截至2024年6月底，全國光伏發(fā)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，全國光伏新增并網(wǎng)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(shù)據(jù)不難看出，我國分布式光伏項目占據(jù)了存量項目的43.7%，在增量項目中更是超過了半壁江山。

雖然分布式光伏項目在實際開發(fā)中存在這樣或那樣的問題（如糾紛多、自發(fā)自用電費賬期長等），但客觀現(xiàn)實告訴我們，分布式光伏項目不存在要不要繼續(xù)開發(fā)的疑問，而是如何持續(xù)開發(fā)好、持續(xù)良性發(fā)展的問題。

（來源：北極星售電網(wǎng) 作者：曹亮 王文清）

工商業(yè)屋頂分布式項目作為分布式光伏項目的重要組成部分，對助力我國實現(xiàn)“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(fā)自用、余電上網(wǎng)”工商業(yè)屋頂光伏項目的自用電價簽約價格持續(xù)走低，不少存量項目的屋頂業(yè)主（用電方）也提出了降電價的訴求，這種現(xiàn)象甚至還進一步導致了部分存量項目“自發(fā)自用”電費的回收賬期變長，對分布式光伏項目的開發(fā)建設(shè)造成了一定的影響。

本文對“自發(fā)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(fā)自用”電價的合理期望值進行了測算，旨在為工商業(yè)分布式項目的開發(fā)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(fā)自用”簽約電價走低的原因

（1）分布式光伏項目單位建設(shè)投資下行的影響。光伏組件價格從2023年初的1.5元/W左右持續(xù)跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，項目的單位造價隨之降低，在滿足相同的財務內(nèi)部收益率前提下，“自發(fā)自用”電價客觀上具備了一定幅度的讓利空間。從財務測算角度，項目收益對于電價最為敏感，其次才是造價，所以造價的大幅降低，并不能帶來電價同等幅度的下行。

（2）光伏項目開發(fā)商業(yè)模式多元化的影響。部分民企投資方采用“（資本金+融資）投資+建設(shè)”的模式，其在建設(shè)過程中已通過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(shè)周期內(nèi)，就獲得了兩位數(shù)以上的凈利潤率，后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(yè)模式來開發(fā)項目，“自發(fā)自用”電價確實可以簽的很低，但是這種模式對于屋頂業(yè)主存在較高的風險，畢竟光伏項目是25年期的資產(chǎn)，其間需要高質(zhì)量的運行維護（包括屋頂?shù)姆缆┭a漏）來確保屋頂業(yè)主的各項權(quán)益，從基本人性角度衡量，投資建設(shè)方在建設(shè)過程中已經(jīng)賺到了足額的快錢，后期的運維并不是其關(guān)注的重點，且不論投資建設(shè)方自身的經(jīng)營風險和存續(xù)周期問題。

（3）電力市場化交易，尤其是電力現(xiàn)貨市場價格信號傳導的影響。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(quán)，甘肅、新疆等西北地區(qū)的電力盈余省份光伏電量上網(wǎng)電價已經(jīng)進入0.1x元/kWh區(qū)間，且基本上光伏的大發(fā)時段均被設(shè)置為上網(wǎng)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(fā)市場的價格信號不可避免的會向分布式“自發(fā)自用”電價傳導，由此引發(fā)了“自發(fā)自用”協(xié)議電價持續(xù)降低的現(xiàn)象。

二、“自發(fā)自用”電價的合理邊界

從基本邏輯來看，“自發(fā)自用”電價的“期望值”是存在一個合理區(qū)間的，協(xié)議電價太低顯然會損害投資方的投資意愿，而電價太高則會顛覆“自發(fā)自用”模式自身存在的必要性。

（1）電價的下限值由項目投資方的投資意愿決定。自發(fā)自用協(xié)議電價不能低于同區(qū)域全額上網(wǎng)分布式光伏項目的上網(wǎng)電價，目前國內(nèi)大部分地區(qū)的分布式光伏項目均屬于保障性收購范疇，其上網(wǎng)電價基本參照該地區(qū)的脫硫煤標桿電價；部分現(xiàn)貨市場運行地區(qū)（如山東），分布式項目的上網(wǎng)電量部分，結(jié)算價參照當月集中式光伏項目的現(xiàn)貨市場結(jié)算均價。相較于地面光伏項目，屋頂分布式光伏項目的運營期風險和運維工作量都增加了不少，客觀上必須通過比地面項目更高的電價來疏導該部分的風險及額外投入。

（2）電價的上限值由用電方的購買意愿決定。在工商業(yè)用戶的生產(chǎn)工藝和用電時段相對確定的前提下，用戶通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(fā)自用”電量是用于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(jié)算電價（結(jié)算電價=市場化交易電價+線損電價+電度輸配電價+系統(tǒng)運行費+政府性基金及附加）低，否則用戶就沒有使用光伏自發(fā)電量的意愿和必要性。

（3）其他因素的影響。如通過“自發(fā)自用”電量實現(xiàn)能耗指標的替代，或者降低碳排放的目的，這些屬于部分工業(yè)用戶的關(guān)注點，尚不具有普遍性，本文暫不討論此類因素對于“自發(fā)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(fā)自用”電價降幅也同樣不合理，以我國東南某用電大省為例，在測算“自發(fā)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）：由于售電公司代理購電時與具體用戶的電價簽約模式較多，難以作為普遍參照，故本文取電網(wǎng)代理購電的尖（峰）、平、谷電價作為用戶側(cè)分時電價的參考價格（本文取2024年9月電網(wǎng)代理購電電價）。

邊界條件（2）：某省的光伏發(fā)電典型日出力曲線。用于統(tǒng)計光伏發(fā)電項目在每個時段所發(fā)電量在其當日全口徑發(fā)電量中的占比。

邊界條件（3）：用戶在光伏出力的各個時段具有相近的消納占比，即：余電上網(wǎng)和自發(fā)自用電量，在各時段全口徑發(fā)電量中的占比相對恒定。這個邊界條件屬于假設(shè)條件，看似苛刻，實際上因為企業(yè)作息和光伏出力特征的反差，余電上網(wǎng)更大概率發(fā)生在午間低谷電價時段，即：用戶在低谷時段使用的“自發(fā)自用”電量在同時段全口徑發(fā)電量中的占比更低，結(jié)合邊界條件（1）、（2）可知：附加了假設(shè)的邊界條件（3）后，對電價期望值的計算結(jié)果是起到拉低的貢獻，使得計算結(jié)果更為保守。

顯而易見，自發(fā)自用電價期望值的上限，是假設(shè)各時段“自發(fā)自用”電量均來自于公共電網(wǎng)，以電網(wǎng)代理購電分時電價乘以相應時段光伏發(fā)電量占比的加權(quán)方式得到，即：

電價期望值（上限）=∑電網(wǎng)代理購電分時電價x光伏分時發(fā)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(wǎng)代理購電工商業(yè)用戶電價、相應的峰平谷時段劃分，以及光伏相關(guān)典型日發(fā)電數(shù)據(jù)（百分比）。

注：

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(qū)的發(fā)電數(shù)據(jù)存在差異，該表格數(shù)據(jù)僅適用于該省。

將上表數(shù)據(jù)帶入（公式1），計算得到“自發(fā)自用”電價期望值上限為0.8634元/kWh，考慮到分布式光伏項目占用了業(yè)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(fā)自用”部分的電價合理期望值為0.5180～0.6044元/kWh之間，實際可根據(jù)項目具體開發(fā)條件具體商談，在當前的建設(shè)投資成本水平下，應該確保（脫硫煤標桿電價+綠證收益）≤“自發(fā)自用”部分的簽約電價≤上述合理期望值。

為了項目全生命周期的順利履約，并不建議為了項目開發(fā)時的紙面高收益盲目追求簽約過高的“自發(fā)自用”電價。算例雖基于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(fā)自用”簽約電價時可參考。需要重點說明的是，不同用戶的用電方案可能存在較大的差異，工作中需要結(jié)合實際對計算方法進行適應性調(diào)整。