山东分布式光伏装机容量全国第一！“沐光行动”即将实施，鲁企咋“迎光”？
“十四五”后，在“双碳”目标以及乡村振兴战略的双重加持下，我国分布式光伏即将迎来新的发展周期。3月18日至19日，在山东济南举行的“第六届中国分布式光伏大会”上，光伏行业资深数据分析师、投资商、开发商及新能源融资机构齐聚，共探分布式光伏的机遇与挑战。“全球主要新能源市场需求仍然在加速中，”全球领先信息服务公司埃信华迈(IHSMarkit)高级分析师胡丹分析，“中国光伏装机将引领全球。”
从山东来看，截至2022年底，山东光伏累计装机规模超42.7吉瓦，成为第一个突破40吉瓦大关的省份。其中，分布式光伏规模高达30.2吉瓦，装机容量全国第一。当分布式光伏有望在2023年继续保持高速发展态势，鲁企如何抓住分布式发展的新机遇、把握产业新走势？
装机容量占比全国超40%
整县分布式今年“交卷”
“截至2022年底，山东整县分布式光伏累计完成装机超1514万千瓦，占全国整县分布式光伏总装机的40%以上，装机容量全国第一。”山东省太阳能行业协会秘书长彭飞给出山东整县分布式光伏装机的“成绩单”。
山东用足用活国家相关政策，扎实推进太阳能等可再生能源驶上高质量发展的“快车道”。
2021年6月，国家能源局启动整县(市、区)屋顶分布式光伏规模化开发试点，2021年9月，公布全国676个列入整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点名单，山东70个县列入试点范围，居全国第一位。彭飞分析，从山东省光伏电站累计装机数据来看，分布式光伏规模高达30.2吉瓦，占比超70%。
山东纵深推进整县分布式光伏规模化开发，积极推广德州齐河、临沂沂水等县成熟的实施路径和开发模式，深入实施“百乡千村”绿色能源发展示范，提升创建层次和水平，着力打造济宁市任城区喻屯镇等65个标杆乡镇和肥城市东大封村等443个标杆村，促进农村地区清洁能源综合开发、多元利用。
▲第六届中国分布式光伏大会现场 初磊/摄
国家电投山东鲁东分公司副总经理谭永明介绍，山东诸城是率先开展整县分布式光伏的3个县市之一。统筹考虑整体造价、发电利用小时数、发电电价等因素，山东诸城整县屋顶分布式光伏资本金内部收益率在7%左右。
作为分布式光伏大省，山东的分布式光伏开发，即将迎来又一次新的机遇。彭飞透露，国家发展改革委能源所最近组织了一场“千家万户沐光行动”专家研讨会，“沐光行动”实施后，要在全国遴选1000个左右的人均光伏装机量在10千瓦以上的光伏示范村。
山东安装新能源事业部副总经理张杰在大会上分享了该公司绑定渠道立体合作、打造光伏绿电品牌服务商的探索与路径，备受行业关注。行业尤其关心，新形势下，分布式光伏如何发展？
2023年，山东70个整县屋顶分布式光伏试点将迎来“交卷”大考。谭永明提醒，行业要关注政策的变动风险。他表示，“屋顶分布式光伏电站所发电量由电网全额收购且不要求配置储能。但随着电力现货市场运行和分布式光伏电站的大量投入，屋顶分布式光伏电站参与电力现货市场和按比例配置储能的可能性越来越高，由此会降低电站受益、增加新建电站成本。”
全国储能新增装机规模有望翻番
从全国来看，国家能源局发布的2022年全年光伏装机情况显示，2022年，国内新增光伏装机87.41吉瓦；其中，分布式光伏新增并网容量51.11吉瓦，再次超过地面电站，占比达到58%。其中，户用光伏新增25.2吉瓦，同比增长17%；工商业分布式新增25.9吉瓦，同比增长236%；地面电站新增36.3吉瓦，同比增长42%。
第六届中国分布式光伏大会的主题为“创新推动发展科技赋能低碳”。彭飞认为，“十四五”时期，是我国推动能源革命和加快实施“双替代战略”的关键时期，新能源技术与新一代信息技术、互联网、大数据等相互渗透、不断融合，以太阳能为代表的可再生能源将成为科技创新的战略制高点和转型发展的先手棋。
对行业企业来说，要以新技术、新产业、新业态、新模式为核心，坚持绿色低碳发展、转变发展方式、强化技术创新、拓宽投融资渠道、开放对外合作，推动太阳能行业多元化、规模化、高质量发展。
据观察，在山东“十四五”规划中，新能源发展依然是能源转型的重中之重，其中，大基地项目超过40吉瓦，包含海上光伏、风电基地，以及鲁北盐碱滩涂风光储一体化基地、鲁西南采煤塌陷地光伏基地等。彭飞介绍，山东还将积极开展海上光伏建设工程行动，推进海上光伏基础性、前瞻性关键技术创新，在全国率先探索海上光伏规模化开发，开工中广核烟台招远HG30、山东发展投威海文登HG32等首批桩基固定式项目，规模150万千瓦；深入推进国电投半岛南3号等漂浮式项目研究论证，创建海上光伏实证基地；积极探索“海上光伏+”综合利用，推动海上光伏、海洋牧场等融合发展。
而储能已成为构建以清洁能源为核心的新型电力系统的关键技术。
结合中国2022年的规划项目情况、招投标项目进展情况、新能源+储能项目清单情况，以及对头部企业的访谈情况，“储能与电力市场”的预测显示，2023年我国储能的新增装机规模还将实现翻番，达到17.7吉瓦/41.1吉瓦时。
“储能与电力市场”总经理王琤介绍，在储能高速发展的同时，储能应用的商业模式如何建立，已然成为业内最关注的热点问题。截至目前，已有20多个省份发布了新能源配储要求，带来储能需求20吉瓦；9个省(自治区)发布了储能示范项目政策，规划储能项目21.6吉瓦，其中，山东、湖北、湖南的示范项目具有大规模的实质性进展。
就山东来看，自去年3月份首批投运的6座独立储能电站(总容量512兆瓦)参与电力现货交易以来，截至今年1月29日，独立储能站参与现货市场交易电量已超2亿千瓦时，对促进新能源电力消纳和能源结构优化调整发挥了积极作用。
山东独立储能电站收益率可观
王琤认为，电力现货市场提供给独立储能电站的机遇已然呈现，“考验电力市场预测、项目运营水平的时刻到了。”在她看来，随着参与电力市场的储能电站的数量不断增加、规模不断扩大，专业化运营服务的市场机会或将呈现。
以山东6座独立储能电站参与电力现货交易数据为例进行粗略计算：10个月内，100兆瓦/200兆瓦时的独立储能电站，平均约参与电力现货市场交易电量0.39亿千瓦时(2亿千瓦时/512兆瓦×100兆瓦)；进而推断，一个100兆瓦/200兆瓦时的独立储能电站，全年平均可参与电力现货市场交易0.47亿千瓦时(0.39亿千瓦时/10个月×12个月)；100兆瓦/200兆瓦时储能电站全年实现满充放电次数234次(0.47亿千万时/200兆瓦时)。
根据去年1-11月的电力现货市场实时电价的分析显示，如储能电站可以完全预测准确电价趋势，在全天最低电价时段充电2小时，在电价最高时段放电2小时，可获得理想价差0.59815元/千瓦时。
不考虑充电放电损耗、参与电力市场时相关分摊费用等的影响，在此电价差下，100兆瓦/200兆瓦时的独立储能电站理想情况下，在电力现货市场，全年可实现现货电价套利2803万元(0.47亿千瓦时×0.59815元/千瓦时)。
叠加容量租赁(3200万元)、容量补偿收益(600万元)，全年可实现总收益约6600万元。在此收益下，实现独立储能电站一定的收益率要求，并不困难。
这些独立储能设施通过参与现货市场交易，实现了“低买高卖”获利模式，即电价低谷时段买入电力、电价高峰时段卖出电力。同时，独立储能设施参与现货交易还可减轻新能源装机快速增长所带来的电网调峰压力，提升电网新能源电力消纳能力。