注意！六大政策变化将对光伏电站收益产生重大影响
在“双碳”目标以及构建新型电力系统的背景之下，光伏行业进入了高速发展时期，装机规模迅猛增长，尤其是分布式光伏进入了“超高速”发展期，但随着大规模分布式光伏电站的并网，导致项目在备案、并网消纳、投资收益等方面逐渐暴露出一些问题，需要进一步政策引导。随着政策的变化，将对分布式光伏项目的开发和收益都会造成较大变化。
1、电价政策的变化
电价作为影响新能源电站收益的关键因素之一，为引导合理有序开发新能源项目，电价政策通常作为监管部门调控手段之一。根据统计，截止目前全国已经有10个省份部分月份中午出现低谷电价。
综合来看，省份、地域工商业结构不同，分时电价对光伏系统影响差距很大。按照新的划分标准，光照条件较好的中午时段电价由峰转谷，导致项目收益减少，投资回报周期延长，部分项目受政策影响要重新谈判而陷入纠纷。
2、分布式光伏参与调峰
2022年至今，山东、河南、河北等光伏大省相继发文明确分布式光伏参与调峰。面对分布式光伏装机快速增长带来的消纳与调峰压力，三个省份先后出台政策，一方面优化调整了分时电价政策，另一方面也在不断引导分布式光伏电站参与调峰。
3、分布式光伏纳入市场偏差费用分担
山东省《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》、国家能源局河南监管办《关于进一步完善河南电力调峰辅助服务市场交易规则的通知》提出推进分布式新能源参与调峰辅助服务市场，秉持“谁受益、谁承担”原则，按现行辅助服务交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用的分摊。
逐步将分布式新能源纳入市场主体范围，与集中式新能源场站同等参与市场偏差费用分摊，是为了促进电力行业可持续健康发展，确保有关各方公平参与市场。随着分布式能源并网规模不断增大，是为了促进电力行业可持续健康发展，将其纳入调峰范畴进行偏差考核或分摊偏差费用已然是趋势。
4、分布式光伏参与市场化交易
按照顶层规划，到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
目前，我国正在加快建设新能源占比逐渐提高的新型电力系统，作为装机规模第二大电源，光伏行业肩上的责任更大，面临的压力更大，要主动适应系统，积极融入系统。要进一步降低成本，促进低成本转型，破解能源转型的“不可能三角”。要优化电站设计，加强功率预测准确性，确保光伏电力发得出、用得好；要深入研究新能源参与电力市场，积极做好包括分布式在内的光伏发电全面进入电力市场的各项准备。国家能源局也将会同和配合有关方面研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。
5、分布式光伏配置储能
在分布式光伏市场迎来爆发期的同时，其对电网稳定性的冲击以及自身消纳的问题愈发不容忽视。在全国新能源消纳监测预警中心发布的2022年二季度全国新能源电力消纳评估分析中就曾提到，部分省市分布式光伏开发消纳承压，分布式光伏快速发展，规模扩大导致在项目备案、并网消纳、投资收益等方面逐渐暴露出一些问题，需要进一步政策引导。
由此，市场对于储能的需求进入了“新阶段”，自中央到地方也相继出台多个鼓励分布式光伏配储文件。
6、参与CCER、绿证、绿电交易
《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》要求，规范绿证核发，对全国风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量核发绿证，实现绿证核发全覆盖。
《通知》明确，绿证是中国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。通过明确绿证适用范围提升了绿证的地位，强调了其权威性和唯一性。
上述政策的变化，将会为分布式光伏电站开发带来诸多积极影响：
1、有利于按照公平合理的原则规范整个行业健康可持续发展，同时分布式光伏项目开发更趋理性，避免盲目投资；
2、有利于新能源消纳。拉大峰谷价差，可以引导用电企业尽可能将用电负荷集中到光伏出力的主要时段，有利于新能源的消纳，同时也尽可能的减少由于新能源快速增长给电网的冲击；
3、有利于电力市场新业态的发展。电力系统峰更高、谷更深的特点以及辅助服务市场不断完善，使得煤电机组灵活性改造、储能、可调负荷、虚拟电厂等新业态获得了更为积极的价格引导信号，有利于新业态的快速、蓬勃发展；
4、参与绿证、绿电交易扩大收益来源。
