2013年，全国户用安装数仅有1547户，2019年底，全国户用安装总量突破100万户，此后增速更是一路猛涨。截至2023年9月，全国户用光伏累计安装户数已超过500万户，累计装机容量突破1亿千瓦，达到1.05亿千瓦。

2023下半年开始，保障性收购电量开始逐步出现瓶颈，消纳端的问题浮出水面，地方开始出现“保量不保价”或“保价不保量”的现象。多省发布分布式光伏管理，均提到要求户用光伏可关可控可调、承担电力系统调峰成本，并且逐步进入电力市场化交易等要求。

日前，华能新能源广东分公司作为广东省内第一个具备市场主体资格的分布式光伏发电企业（编号001），完成了户用分布式光伏第一笔绿电交易，成为了南方区域乃至全国第一批参与绿电的户用分布式光伏项目。

作为在户用光伏市场较为活跃的投资方之一，2023年上半年，华能新能源户用光伏装机已经突破6GW，目前分布式光伏装机规模预计已超过10GW。该项目更是受到多方关注。

据了解，此次华能新能源4个项目以“连续竞价、滚动撮合”的方式参与了广东省3月绿电集中交易（事后），绿色环境价值成交价格8元/兆瓦时，高于本场交易均价3.24%，成交电量达交易上限，项目综合结算电价达到461元/兆瓦时，高于燃煤基准价，开拓了户用分布式光伏项目新的盈利增长点，为后续更大规模入市积累了宝贵经验。

配储成户用最优解？

近年来，国家能源局组织开展整县（市、 区）推进屋顶分布式光伏开发试点工作，央国企大力布局，使户用光伏发展形成规模化效应。同时，光伏产业链价格的下降进一步刺激了户用光伏的增长。2023年，全国户用分布式光伏新增装机4348.3万千瓦，累计装机容量超1.15亿千瓦，相当于约5个三峡电站的总装机容量。

但在亮眼成绩的背后，消纳危机悄然而至。2023年四季度以来，安徽、广东、河南、湖南等超过20个省、市地区出台政策规范分布式光伏市场，其中包括暂缓分布式光伏备案，或规定不得开工、不予并网情形。据统计，全国已有超过200个县（市、区）分布式光伏无新增接入空间。

2023年11月，辽宁省发展改革委对《关于规范发展分布式光伏的通知（征求意见稿）》 为例，文件中提到，按照《分布式电源接入电网承载力评估导则》评估为黄色、红色等级的受限地区，对于已建成和已开工项目，电力公司应采取措施，应接尽接；对于已备案未开工项目，电力公司告知暂缓建设；未备案项目，由相关审批部门告知暂缓备案，等待电网承载力改善后再继续备案工作。

2024年3月29日，辽宁省发改委发布关于发布2024年第一季度全省分布式光伏接入电网承载力评估结果的公告，公布了《全省符合国家要求新能源利用率水平的分布式光伏可开放容量结果展示图》，鞍山、铁岭、营口等十多个区域被标记为红色受限地区。

从实际情况看，备案前置条件会越来越多。新能源项目大量入市后，在由于容量明显不足造成消纳难未解决的情况下，分布式光伏能否继续大规模开发也成为疑问。

现阶段，储能被看作是解决消纳问题最直接的手段。

目前，全国各省的地面光伏电站几乎都需要配置电化学储能，且储能配比也日益增长。从最初的10%、2小时，到目前有要求50%、2小时，配储带来的成本压力日益增加，也吞噬掉大部分组件价格下降带来的收益。

2023年以来，全国至少14省出台了省级或县市级的分布式光伏管理办法近30个，大多数政策均提到了“配置电化学储能”。目前，各省均为鼓励配置，尚未强制配置。然而，一旦分布式光伏配储，也一定会面临地面电站配储相同的成本问题。

目前我国农村地区户用光伏单个系统容量大多在20-30千瓦，即使将户均配网容量提升到6千瓦，再考虑80%的容量上限，也仅能满足16-24%的用户直接接入低压侧的需求，对于达到和接近这一比例的地区，必须创新模式。

市场化带来增益新选择

2023年，国网在河南、河北、山东做过调研，指出户用光伏存在“不交税、不分摊、不调峰、不配储、不入市”五大问题。要知道，分布式光伏的发电方式和消纳模式导致其难以充分融入电力市场，实现资源的优化配置。这不仅限制了分布式光伏的经济效益，也影响了其在能源转型中的作用发挥。因此，推动分布式光伏的市场化进程，提高其市场化程度，是促进行业可持续发展的关键所在。

3月18日，国家发展改革委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，以推动新型电力系统建设，规范电力市场相关成员全额保障性收购可再生能源电量行为。

《监管办法》第4条提出，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。

随着保障小时数的逐渐降低，市场化交易电量必然增加。

4月18日，河南发改委发布三个“源网荷储一体化项目”的征求意见稿。提出，对用电量较大的工业企业，结合自身用电特性，通过充分发挥负荷调节能力、合理利用周边新能源资源建设屋顶光伏或分散式风电、适当配置储能设施等，提升绿电使用比例和系统运行效率，实现源网荷储一体化运行。同时两个突破的提出也意味着河南基本实现了隔墙售电。

“隔墙售电”是分布式发电市场化交易的通俗说法，即是允许分布式光伏电站通过配电网将电力直接销售给周边的电力用户，而不是先低价卖给电网，再由用户从电网高价买回。

苏州工业园区分布式光伏发电市场化交易试点项目

此举意味着光伏项目发电量不再绑定一个用户，可以有更多种选择。对于屋顶面积大而用电量小的业主而言，隔墙售电模式可以更科学地利用屋顶资源，有利于提升分布式光伏发电项目的投资价值。

也可将“隔墙售电”看做一种自用形式，据测算，在“全额自用”的模式下，分布式光伏发电项目的 IRR可达到 19%，投资回收期约为6年；而在“全额上网“模式下，IRR 为12%，投资回收期约为11 年。因此，“隔墙售电”有望显著提升企业微电网项目整体经济性。

据小盒子了解，2022年，全国新能源40%的电量参与市场化交易；2023年前八个月，47%左右的新能源电量参与市场化交易；2024年，预期超过50%的新能源电量将参与市场化交易。未来，新能源将进入一个以“市场化交易电价”为主的新时代，度电成本的下降、政策支持、绿色能源需求的增加将使得可再生能源在电力市场的交易热度越来越高，当今的主要矛盾和未来的市场空间都呼唤着传统电力市场的改革。

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