文｜李想 荣浩翔
分布式光伏接网消纳矛盾日益突出，新规下供需环境、消纳条件、电网接入能力等因素限制或将推动分布式光伏装机增速适当放缓；大型工商业分布式光伏仅在现货运行区域可余电上网，整体电价水平或将下行并拖累项目回报水平，助力投资过热现象缓解；第三方通过源网荷储模式参与隔墙售电仍未获得政策许可，需等待后续政策端突破；新增分布式光伏需满足“四可”的要求，功率预测等新数字化、智能化相关需求有望在分布式领域快速释放。
▍事件：
为缓解分布式光伏日益严重的接网消纳矛盾，促进行业健康可持续发展，近日国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》，就分布式光伏统筹规划、备案管理、建设管理、电网接入、运行管理等内容作出规定。
▍结合消纳调节及电网能力控制新增规模，分布式光伏增速或将放缓。
近年来，在政策支持、技术进步、产能扩张等因素推动下，国内分布式光伏装机扩张呈现持续加速趋势，2022~2024年新增分布式光伏装机分别为0.5/1.0/1.2亿千瓦。分布式装机快速扩张导致部分区域接网消纳承载力不足的问题逐步暴露，因此2023~2024年江西、山东、辽宁、湖北、河南等多个省份均出台了限制、禁止、暂缓分布式光伏项目建设的政策。本次《管理办法》明确规定地方能源主管部门要根据当地的电力供需形势、系统消纳条件、电网接入承载力等因素来控制分布式光伏建设规模，以避免投资热情过高导致装机增速超出当地需求&接入能力。考虑到当前我国配电网环节基础设施仍然较为薄弱，电网接入分布式光伏能力提升需要一定时间，我们预计分布式光伏装机扩张速度或将于2025年开始放缓。
▍大型项目余电上网受限制，综合电价或受市场化交易冲击。
本次《管理办法》对各类主体投资的分布式光伏上网模式规则进行调整，其中大型工商业光伏原则上全部自发自用，仅在电力现货市场运行地区可采用自发自用余电上网模式。考虑到现货市场中光伏项目出力曲线较为接近，平均电价通常处于极低水平，难以达到此前余电上网部分可取得的电价水平，我们预计大型工商业光伏项目综合电价水平或将受到新规出台影响而有所降低，拖累项目整体回报水平。
▍分布式光伏可开展隔墙售电但主体受限，第三方进入仍有障碍。
本次《管理办法》明确规定分布式光伏项目在按照规定承担输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等费用的情况下，可与用户开展专线供电，但需要满足不接入公共电网且发电&用电项目投资方为同一法人主体的条件，这意味着第三方投资的分布式光伏项目向大用户隔墙售电仍未获得政策许可，第三方进入源网荷储一体化项目向大用户供电的模式仍有障碍，需等待后续政策端取得突破。
▍新建项目应满足“四可”要求，功率预测等需求有望加速释放。
此前国家能源局及各区域监管局出台的“两个细则”对新能源功率预测上传率、准确率等指标的考核仅针对并网集中式风光电站，分布式光伏项目则不受影响。本次《管理办法》明确要提升分布式光伏项目的数字化水平，以实现分布式光伏“可观、可测、可调、可控”，意味着未来电网也可能增加对分布式光伏进行功率预测相关考核，我们预计功率预测设备及服务需求有望在分布式光伏市场逐步释放。
▍投资策略：
分布式光伏增速或将放缓，新能源供给适度收缩对于行业整体供需形势及消纳条件改善有利；新能源装机扩张趋势仍在延续，电力系统调节需求日益增加，水电等具备调节能力的优质电源将持续受益；分布式光伏需提升数字化及可控水平，功率预测、微电网、虚拟电厂等新场景及新需求有望释放。
▍风险因素：
全社会用电增速不及预期；市场化电价大幅下行；新能源装机增速不及预期；可再生欠补发放不及预期；风光项目造价波动。
