电力现货市场系列报告4：分布式光伏面临并网困境，欧盟“碳关税”的冲击，电碳联动有望加速

中国分布式光伏面临并网困境。分布式光伏装机占比提升，逐步面临规模开发、高水平消纳、电力安全可靠的挑战，各地分布式光伏陆续出现接网危机。我国分布式光伏以低压电源为主导，点多、面广、量大，截止2023H1，国网经营区内低压装机容量129GW、占比69%，并网用户440万户、占比99%。2023年10月31日，广东能源局发布接网消纳困难情况，其中11县无接入空间，13县空间低于50MW。 分布式光伏对电网安全构成挑战，过电压、低电压问题并存。 德国是分布式光伏高比例国家，市场机制等共同促消纳。根据SMM，屋顶光伏系统占比近85%。德国消纳经验主要有（1）并网标准及时更新；（2）“全额上网”分布式光伏需配置可控装置技术；（3）市场机制方面：组建平衡基团（德国电力市场设计核心），虚拟电厂是负责平衡基团的电力交易公司上市的必备工具；（4）大力推动聚合商，促使分布式光伏参与电力市场；（5）可再生能源预测：预测模型不断扩容影响因子，到2016年底，德国风电预测的误差已经下降到2-4%左右，光伏发电的误差下降到5-7%左右。 欧盟碳价持续上涨。2023年3月，欧盟碳价首超100欧元/t。 欧盟“碳关税”的冲击，煤电的碳成本为0.64元/kW。欧盟CBAM在2023年10月开始试运行，2026年正式实施，将征收进口产品原产国与欧盟之间的碳价格差价，碳计量范围包括间接排放，核心就是“碳税全球同价”。即使不考虑“欧盟碳关税”实施及免费配额减少的影响，假设欧盟碳价为100欧元/t，煤炭发电的生命周期碳排放因子为820 gCO2eq/kWh，以2023年11月11日欧元汇率7.79换算，则煤电的碳成本为0.64元/kWh。 中国电碳联动有望加速。绿证覆盖全部新能源（包括分布式）；新能源入市节奏：增量新能源直接入市，存量新能源通过减少保障利用小时数逐步入市。 投资建议 分布式光伏消纳需要电力现货市场的加速，德国经验表明，虚拟电厂和负荷聚合商是重要催化剂，建议关注#晶科科技、金智科技、经纬股份； 其次利好可再生能源预测，建议关注#国能日新、东方电子； 再次利好可再生能源的计量、通信等，建议关注#林洋能源。 风险提示： 电力现货市场建设不及预期。 1分布式光伏接网预警，市场机制促消纳 1.1分布式光伏对电网安全构成挑战 分布式光伏装机占比提升，逐步面临规模开发、高水平消纳、电力安全可靠的挑战，各地分布式光伏陆续出现接网危机。根据国家能源局数据，截止2023年9月，我国分布式光伏累计装机225GW，占全部光伏装机520GW的43%，其中2023年分布式新增光伏装机67GW,占全部光伏新增装机的53%。2023年10月31日，广东能源局发布接网消纳困难情况，其中11县无接入空间，13县空间低于50MW。 图表1：五地分布式接网预警 我国分布式光伏以低压电源为主导，点多、面广、量大。虽然2017年光伏补贴开始退坡，但户用光伏补贴受政策倾斜，报装实行备案制，因此，低压分布式装机容量占比持续增长。截止2023H1，国网经营区内低压装机容量129GW、占比69%，并网用户440万户、占比99%。 图表2：2013-2021年分布式光伏补贴情况（元/kWh） 图表3：2020-2023H1典型省份低压分布式光伏占比 分布式对电网安全构成挑战。在高渗透率条件下，分布式光伏的技术风险主要以功率反送和用户过电压等问题为主，在低渗透下，则存在低电压；影响消纳。 理论分析表明，负载电压与变压器出口电压（若有调压变压器，取决于变压器档位设置）、线路阻抗（取决于供电半径）、光伏渗透率（取决于光伏容量）、负载率（取决于用户负载）密切相关。目前电压国标偏差为-10%~+7%。 图表4：集中式光伏和分布式光伏的区别 图表5：光伏影响低压配电网电压波动范围分析 除了对电网安全的挑战外，分布式光伏高速发展面临的主要挑战如下： （1）网源协同规划难度加大：配电网将由无源网络向有源网络转变，传统以满足用电需求为导向的规划原则不能适应有源配电网的建设需求； （2）分布式市场机制有待完善：分布式光伏参与电力现货市场、辅助服务市场的细则有待完善； （3）技术标准有待更新：分布式光伏发展初期，并网技术要求偏低，设备水平参差不齐。 图表6：我国分布式光伏高速发展面临的挑战 1.2德国的分布式消纳经验 德国分布式光伏比例高，市场机制等共同促进消纳。根据SMM，德国的光伏装机主要是由分布式带动，屋顶光伏系统占比近85%。德国的消纳经验主要如下： （1）并网标准及时更新； （2）“全额上网”分布式光伏需配置可控装置技术，高兼容度、高可靠性、高自适应的通信接口是实现分布式光伏管理的基础； （3）市场机制方面：组建平衡基团（德国电力市场设计核心），虚拟电厂是负责平衡基团的电力交易公司上市的必备工具； （4）大力推动聚合商，促使分布式光伏参与电力市场； （5）可再生能源预测：预测模型不断扩容影响因子，到2016年底，德国风电预测的误差已经下降到2-4%左右，光伏发电的误差下降到5-7%左右。 图表7：德国分布式光伏运行管理情况 2欧盟“碳关税”冲击，中国电碳联动有望加速 2.1欧盟碳价持续上涨 由于2023年3月欧盟排放交易体系（EU ETS）与瑞士排放交易体系结合，欧盟ETS的价格出现了大幅增长，每吨的二氧化碳排放首次超过100欧元。 欧盟碳市场的收入从2017年开始增长了7倍，原因（1）碳价升高（2）覆盖范围扩大（3）免费配额逐步转为拍卖（目前免费比例为35%）。2022年，欧盟碳市场收入420亿美元，同比增长23%。 图表8：全球各实行中ETS之价格演进 图表9：全球碳税及ETS的收入变化 碳价上涨的原因：（1）政策，（2）能源市场。根据世界银行的《State and Trends of Carbon Pricing 2023》，全球一半的碳市场提高了碳价（本文碳价均为广义含义：包含碳税/ETS价）。以欧盟为例，地区冲突造成了天然气短缺，干旱造成的水力发电不足和核电厂缺乏足够冷却水等问题，都威胁着欧盟的能源市场，欧盟不得不增加价格低廉燃煤的使用量，为了不悖离减碳承诺，欧盟各国排放额度的需求上升，EU ETS的价格也因此被推高。 图表10：各地碳价水平 2.2欧盟“碳关税”将传导煤电0.64元/kWh的成本 欧盟碳市场改革主要有3点：（1）原欧盟碳市场扩大范围，（2）建立全新欧盟碳市场并扩大范围，（3）CBAM（“碳关税”）。 图表11：欧洲碳市场改革 欧盟CBAM在2023年10月开始试运行，2026年正式实施，将征收进口产品原产国与欧盟之间的碳价格差价，碳计量范围包括间接排放，核心就是“碳税全球同价”。 图表12：欧盟CBAM的要点 欧盟现有的免费配额将逐步退出，欧盟的碳价将进一步提升。欧盟的年度免费配额削减计划为（2026年：2.5%，2027年：5%，2028年：10%，2029年：22.5%，2030年：48.5%，2031年：61%，2032年：73.5%，2033年：86%，2034年：100%）。 图表13：欧盟ETS价格 图表14：欧盟现有的免费配额退出时间 即使不考虑“欧盟碳关税”实施及免费配额减少的影响，假设欧盟碳价为100欧元/t，煤炭发电的生命周期碳排放因子为820gCO2eq/kWh，以2023年11月11日欧元汇率7.79换算，则煤电的碳成本为0.64元/kWh。 图表15：各能源发电的碳排放因子（gCO2eq/kWh） 2.3中国的新能源总体市场机制 欧盟“碳关税”冲击下，电碳联动有望加速。2023年8月，3部委发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》，绿证全覆盖（包括分布式光伏），并明确推进绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排交易机制的衔接协调（电碳联动）。 碳足迹国标开始征求意见。2023年11月2日，国家标准《温室气体产品碳足迹量化要求和指南》开始征求意见，其中规定了产品碳足迹（CFP）和部分产品碳足迹（PCFP）量化和报告的原则、要求和指南。该文件在产品碳足迹影响评价中增加了产品碳足迹计算公式和全球增温潜势（GWP）参考值。 新能源入市节奏：增量新能源直接入市，存量新能源通过减少保障利用小时数逐步入市。根据安徽电力现货市场规则第4版，分布式发电可参与电力现货市场。国家鼓励分布式光伏进入电力市场，具体可参考《电力现货市场系列报告1：简析负电价现象及独立储能经济性》，我们预计分布式光伏有望在山东、山西等电力现货市场建设相对领先的地区率先实施。 图表16：我国新能源入市的市场机制 省级/区域电力现货市场建设加速。2023年10月12日，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，明确转正机制、省级、区域、省间电力现货市场建设时间节点。 图表17：省级电力现货市场进度建设 图表18：区域电力现货市场建设进度 3投资建议 分布式光伏消纳需要电力现货市场的加速，德国经验表明，虚拟电厂和负荷聚合商是重要催化剂，建议关注#晶科科技、金智科技、经纬股份； 其次利好可再生能源预测，建议关注#国能日新、东方电子； 再次利好可再生能源的计量、通信等，建议关注#林洋能源。 4风险因素 （1）电力市场机制推进不及预期的风险。若电力现货市场推进不及预期，则各种能源无法有效竞争。