光伏行业专题报告：聚焦分布式光伏消纳问题

行 和 业聚焦分布式光伏消纳问题 研行业专题报告 究 分析师 梁晨 内容提要： 2023年12月29日 执业证书编号：S1380518120001联系电话：010-88300853 证邮箱：liangchen@gkzq.com.cn 券 光伏产业指数与沪深300指数涨跌幅比较 研 究 80.00% 报60.00% 告40.00% 20.00% 0.00% 20-12 21-01 21-02 21-03 21-04 21-05 21-06 21-07 21-08 21-09 21-10 21-11 -20.00% 光伏产业沪深300 资料来源：WIND，国开证券研究与发展部 行业专题报告 2023年由于硅料产量从供给不足逐步过渡到供大于求，促使产业链各环节价格持续下行，终端成本改善，项目收益率提升，在四季度传统光伏装机旺季驱动下，终端需求有望持续释放，国内外全年光伏装机增速有望创新高。分布式市场方面，工商业和户用光伏建设将继续支撑分布式光伏发电市场，装机总量将呈现上升态势，“十四🖂”时期有望形成集中式与分布式并举的发展格局。在政策扶持、经济性驱动等因素作用下，我们预计23年全球/国内光伏新增装机为380GW/180GW，国内装机同比实现翻倍，其中国内分布式新增装机有望达90GW，同比+44%。 分布式接网预警陆续发布，储能设备和“虚拟电厂”是目前解决分布式消纳问题的关键。对于分布式光伏面临的消纳问题，电网调节能力不足已成制约发展的主 要障碍之一，亟需尽快建立适配新能源的新型电力系统。而新型电力系统的构建涉及多个方面，包括电力现货交易、电力辅助服务等多种手段。其中，储能设备和“虚拟电厂”被认为是新型电力系统建设的两个最重要的支撑手段。 工商业储能盈利模式多种多样。储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中用户侧储能可分为工商业储能和家庭储能。工商业储能盈利模式 主要有6种，包括：峰谷套利、能量时移、需量管理、备电需求以及未来的电力现货市场套利及电力辅助服务，目前工商业经济性主要来自峰谷价差套利。 目前国内虚拟电厂仍以示范项目为主，部分虚拟电厂系统已完成技术验证，并完成调度指令要求的调峰、调频功能，但经济效益仍有待提升。展望未来，预计将形成以下几点趋势：虚拟电厂项目将在全国铺开，从示范项目推广至常态化运营；同时覆盖多个地域范围的虚拟电厂项目将增加；虚拟电厂聚合的资源类型将逐步丰富，扩大“虚拟电厂”资源池效应，促进新能源消纳、辅助电网调峰、调频，提高电网安全运行水平，源荷储一体化聚合的虚拟电厂或将成市场主流。 风险提示:电力市场化改革趋缓，辅助服务需求增长不及预期，用电量增速不及预期，电价大幅波动，产业链 价格大幅波动，虚拟电厂建设不及预期，装机需求不及预期，市场恶性竞争，国内外二级市场系统性风险，国内外疫情超预期恶化风险，国内外经济复苏低于预期。 目录 1、分布式光伏装机高增，政策支持配储3 1.1分布式光伏蓬勃发展，装机增速较快3 1.2分布式光伏政策支持配储和补贴4 2、接网、消纳问题日益凸显，配储和虚拟电厂是关键5 3、工商业储能和虚拟电厂相互赋能7 3.1峰谷价差扩大，工商性储能经济性提升8 3.2多省份可实现两充两放9 3.3两部制电价下，可以减少容量或需量电价9 3.4工商业储能可通过虚拟电厂参与电力市场交易10 3.4.1需求侧响应目前是虚拟电厂最主要的盈利方式12 3.4.2电力现货交易主要开展日内和实时电能量交易13 3.4.3电力辅助服务负责调峰、调频14 4、不同地区虚拟电厂案例16 5、风险提示18 图表目录 图1：国内光伏新增装机分布结构（GW）3 图2：国内分布式光伏新增装机结构（GW）3 图3：2023Q3末分布式光伏累计并网装机排名前十的省市（GW）4 图4：2023年1-9月分布式光伏新增并网装机排名前十的省市（GW）4 图5：加州“鸭子曲线”示意图6 图6：2023年12月各地最大峰谷电价差（元/kWh）8 图7：浙江两充两放示意图9 图8：海南两充两放示意图9 图9：两部制电价10 图10：虚拟电厂运作模式示意图11 图11：电力现货交易运作模式示意图13 图12：电力辅助服务运作模式示意图15 图13：上海虚拟电厂系统平台架构17 图14：河北虚拟电厂系统17 表1：部分省市新能源配置储能政策4 表2：2023年各地分布式接网预警5 表3：工商业储能盈利模式7 表4：2023年虚拟电厂相关重要政策11 表5：2023年各省电力需求响应政策12 表6：2023年各省电力现货交易政策14 表7：2023年各省电力辅助服务政策15 表8：国内部分虚拟电厂项目案例16 1、分布式光伏装机高增，政策支持配储 1.1分布式光伏蓬勃发展，装机增速较快 我国分布式光伏新增装机高增，2023年有望新增90GW。2022年由于硅料供给紧张，主产业链价格一路攀升，对价格较为敏感的集中式装机不及预期。根据 国家能源局数据，2022年我国光伏新增装机达87.41GW，同比增长59.3%，其中：集中式装机新增达36.29GW，同比增长41.8%；分布式装机新增达51.11GW，同比增长74.5%，占比58.5%，已经连续两年超过集中式电站，主要是工商业分布式新增装机高增，装机达25.85GW，同比增长236.5%；户用分布式光伏新增装机达25.25GW，同比增长17.3%。2023年前三季度，国内光伏新增装机规模为128.94GW，同比增长145%，其中集中式光伏61.80GW，分布式光伏67.14GW。2023年由于硅料产量从供给不足逐步过渡到供大于求，促使产业链各环节价格持续下行，终端成本改善，项目收益率提升，在四季度传统光伏装机旺季驱动下，终端需求有望持续释放，国内外全年光伏装机增速有望创新高。分布式市场方面，工商业和户用光伏建设将继续支撑分布式光伏发电市场，装机总量将呈现上升态势，“十四🖂”时期有望形成集中式与分布式并举的发展格局。在政策扶持、经济性驱动等因素作用下，我们预计23年全球/国内光伏新增装机为380GW/180GW，国内装机同比实现翻倍，其中国内分布式新增装机有望达90GW，同比+44%。 图1：国内光伏新增装机分布结构（GW）图2：国内分布式光伏新增装机结构（GW） 60 50 40 30 20 10 0 2013201420152016201720182019202020212022 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 工商业户用 集中式分布式分布式占比% 58 53 48 52 47 42 21.6 25.925.2 6.95.3 5.4 10.17.7 20192020202120222023E2024E2025E 资料来源：国家能源局，国开证券研究与发展部资料来源：国家能源局，国开证券研究与发展部 2023年河南、江苏、山东分布式光伏新增装机量居前。截至2023年9月底分布式光伏累计并网装机量为225.26GW，分省份来看，分布式光伏累计并网排名前�的省市分别为山东（38.22GW）、河南（27.62GW）、浙江（24.55GW）、江苏 （23.94GW）、河北（21.66GW）。2023年前三季度分布式光伏新增排名前�的省市分别为河南（10.58GW）、江苏（8.38GW）、山东（7.36GW）、安徽（6.62GW）、 浙江（5.30GW）。 图3：2023Q3末分布式光伏累计并网装机排名前十的省市（GW） 图4：2023年1-9月分布式光伏新增并网装机排名前十的省市（GW） 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 山东河南浙江江苏河北安徽广东江西福建湖南 12 10 8 6 4 2 0 河南江苏山东安徽浙江广东江西河北湖南福建 工商业户用工商业户用 资料来源：国家能源局，国开证券研究与发展部资料来源：国家能源局，国开证券研究与发展部 1.2分布式光伏政策支持配储和补贴 配储比例和时长提高，分布式配储增加。在“双碳”目标下，新能源行业迎来景 气周期，然而风光发电具备间歇性和波动性特征，新能源消纳问题愈加突出。目前，主要通过“新能源+储能”方式解决消纳问题，主要有发电侧强制配储、鼓励建立共享(独立)储能电站、拉大峰谷电价差等方式。从已经公布的各省市新型储能配储政策数据来看，新能源配储比例大多集中在10%-20%，配储时长以2小时为主，同时，配储比例和时长均呈增长态势，分布式配储逐步增加。未来，可再生能源的并网经济性将会愈加明显，储能市场规模有望进一步提升。 省份 储能配置比例 配储时长 省份 储能配置比例 配储时长 上海 20% 4h 河南 10%-55% 2-4h 宁夏 10% 2h 湖北 10% 2h 广西 10%-20% 2h 江苏 8%-10% 2h 内蒙古 15% 2-4h 江西 10% 1h 福建 10%-15% 2-4h 陕西 10%-20% 2h 安徽 5%-10% 2h 湖南 5%-15% 2h 辽宁 10%-15% 3-4h 青海 5%-20% 2h 河北 10%-20% 2-4h 山东 10% 2h 浙江 10% 2h 甘肃 5%-20% 2h 贵州 10% 2h 海南 10%-25% 2h 天津 10%-15% 2h 西藏 20% 4h 新疆 10%-15% 2h - - - 表1：部分省市新能源配置储能政策 资料来源：政府官网，国开证券研究与发展部 补贴政策激励商家积极性，未来看重机制保障。在近两年光伏配储政策实施后，出现了投资成本增加、投资回报周期延长、储能利用率低等问题，为了提高商 家的积极性，各地方政府积极出台补贴政策。由于分布式光伏占比较高，浙江、江苏等地率先同步出台补贴支持政策，主要有两种方式，一是按照储能放电量给予0.25元-0.9元/千瓦时的补贴，补贴期限为2-5年左右，二是按100元- 200元/千瓦的装机标准给予一次性补贴（有最低年利用小时限制）。短期内补贴对工商业储能项目有较好促进作用，但长期需要完善的市场机制保障项目收益性。 2、接网、消纳问题日益凸显，配储和虚拟电厂是关键 分布式接网预警陆续发布。2023年光伏产品成本大幅下降，光伏组件价格在1元/W附近徘徊，光伏发电项目的经济性提升，刺激分布式电站装机需求。随着 新增装机量的翻倍增长，一系列问题和挑战陆续出现。各地分布式光伏陆续出现接网、消纳困难的情况，直接影响24年分布式装机增量，例如：2023年10 月31日，广东能源局发布接网消纳困难情况，其省内11县已无分布式接入空间，13县空间低于50MW；经山东省能源局评估，2024年有53个县（市、区）低压配网接网预警等级为“受限”。面对目前的情况，预计部分省市一方面暂缓分布式接入，加强配电网升级改造，一方面加强储能配套措施，24年分布式光伏装机增速将有所放。 地区 政府公告 分布式接网预警 山东省聊城 2023年6月8日《聊城市分布式光伏发展专项规划（2023－2035年）》（草案） 2025年前剩余455MW，4县无接入空间 辽宁省营口 2023年7月，《关于分布式光伏项目备案有关工作的通知》 剩余982MW空间，备案1.5GW，暂缓备案 河南 2023年10月，河南省能源大数据中心公布各地市分布式光伏可开放容量，2023年11月2日，分布式光伏黄色/红色区域配储分别不低于15%2h/20%2h 2023年前9月并网10.58GW，仅剩8.6GW空间 广东 2023年10月31日，广东省能源局发布接网消纳困难的县（市、区）名单及低压配网接网预警等级的公告 11县无接入空间，13县空间低于50MW 表2：2023年各地分布式接网预警 资料来源：政府公告，国开证券研究与发展部 分布式光伏发电主要服务于本地用电需求，出现接网、消纳困难的主要原因是电源侧和负荷侧存在时间错配的问题，同时伴随新增装机的快速增长，消纳难度在进一步提升。 时间错配主要体现在两个方面。一是光伏发电存在日内不