截至2024年6月底，全国光伏发电装机容量7.13亿千瓦，其中集中式光伏4.03亿千瓦，分布式光伏3.1亿千瓦；2024年上半年，全国光伏新增并网1.02亿千瓦，其中集中式光伏4960万千瓦，分布式光伏5288万千瓦。从数据不难看出，我国分布式光伏项目占据了存量项目的43.7%，在增量项目中更是超过了半壁江山。

虽然分布式光伏项目在实际开发中存在这样或那样的问题（如纠纷多、自发自用电费账期长等），但客观现实告诉我们，分布式光伏项目不存在要不要继续开发的疑问，而是如何持续开发好、持续良性发展的问题。

工商业屋顶分布式项目作为分布式光伏项目的重要组成部分，对助力我国实现“双碳”目标和促进电力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以来，各地“自发自用、余电上网”工商业屋顶光伏项目的自用电价签约价格持续走低，不少存量项目的屋顶业主（用电方）也提出了降电价的诉求，这种现象甚至还进一步导致了部分存量项目“自发自用”电费的回收账期变长，对分布式光伏项目的开发建设造成了一定的影响。

本文对“自发自用”签约电价走低的原因进行了分析；探讨了签约电价的合理边界；以东南某省为例，对“自发自用”电价的合理期望值进行了测算，旨在为工商业分布式项目的开发提供签约电价方面的参考。不足之处，欢迎读者批评指正。

一、“自发自用”签约电价走低的原因

（1）分布式光伏项目单位建设投资下行的影响。光伏组件价格从2023年初的1.5元/W左右持续跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，项目的单位造价随之降低，在满足相同的财务内部收益率前提下，“自发自用”电价客观上具备了一定幅度的让利空间。从财务测算角度，项目收益对于电价最为敏感，其次才是造价，所以造价的大幅降低，并不能带来电价同等幅度的下行。

（2）光伏项目开发商业模式多元化的影响。部分民企投资方采用“（资本金+融资）投资+建设”的模式，其在建设过程中已通过EPC过程获利颇丰，若以前期投入的资本金为基准，在3个月左右的建设周期内，就获得了两位数以上的净利润率，后期的电费收入只需要覆盖融资的财务费用（含当期应还本金）即可。以这样的商业模式来开发项目，“自发自用”电价确实可以签的很低，但是这种模式对于屋顶业主存在较高的风险，毕竟光伏项目是25年期的资产，其间需要高质量的运行维护（包括屋顶的防漏补漏）来确保屋顶业主的各项权益，从基本人性角度衡量，投资建设方在建设过程中已经赚到了足额的快钱，后期的运维并不是其关注的重点，且不论投资建设方自身的经营风险和存续周期问题。

（3），尤其是电力现货市场价格信号传导的影响。从宏观来看，随着全国光伏装机达到7.1亿千瓦，达到同期全国电力装机容量的23%，光伏出力时段的高度集中特征，极大的削弱了光伏电量在电力市场化交易中的议价权，甘肃、新疆等西北地区的电力盈余省份光伏电量已经进入0.1x元/kWh区间，且基本上光伏的大发时段均被设置为上网电价的低谷时段。各省电力供需情况虽存在较大差异，但总体上来看，批发市场的价格信号不可避免的会向分布式“自发自用”电价传导，由此引发了“自发自用”协议电价持续降低的现象。

二、“自发自用”电价的合理边界

从基本逻辑来看，“自发自用”电价的“期望值”是存在一个合理区间的，协议电价太低显然会损害投资方的投资意愿，而电价太高则会颠覆“自发自用”模式自身存在的必要性。

（1）电价的下限值由项目投资方的投资意愿决定。自发自用协议电价不能低于同区域全额上网分布式光伏项目的上网电价，目前国内大部分地区的分布式光伏项目均属于保障性收购范畴，其上网电价基本参照该地区的脱硫煤标杆电价；部分现货市场运行地区（如山东），分布式项目的上网电量部分，结算价参照当月集中式光伏项目的现货市场结算均价。相较于地面光伏项目，屋顶分布式光伏项目的运营期风险和运维工作量都增加了不少，客观上必须通过比地面项目更高的电价来疏导该部分的风险及额外投入。

（2）电价的上限值由用电方的购买意愿决定。在工商业用户的生产工艺和用电时段相对确定的前提下，用户通过电力市场化交易购电，将会形成各个时段的购电平均电价（零售市场的颗粒度一般不会太高，通常分为尖峰、平段、低谷）。既然“自发自用”电量是用于替代同时段的市场化交易电量，那它就应该比同时段的交易结算电价（结算电价=市场化交易电价+线损电价+电度输配电价+系统运行费+政府性基金及附加）低，否则用户就没有使用光伏自发电量的意愿和必要性。

（3）其他因素的影响。如通过“自发自用”电量实现能耗指标的替代，或者降低碳排放的目的，这些属于部分工业用户的关注点，尚不具有普遍性，本文暂不讨论此类因素对于“自发自用”电价的影响。

三、某省的算例

正如抛开剂量谈毒性是耍流氓，无视不同省份的电力供需实际状况去泛谈“自发自用”电价降幅也同样不合理，以我国东南某用电大省为例，在测算“自发自用”电价合理期望值时，考虑的测算边界主要有以下几点：

边界条件（1）：由于售电公司代理购电时与具体用户的电价签约模式较多，难以作为普遍参照，故本文取电网代理购电的尖（峰）、平、谷电价作为用户侧分时电价的参考价格（本文取2024年9月电网代理购电电价）。

边界条件（2）：某省的光伏发电典型日出力曲线。用于统计光伏发电项目在每个时段所发电量在其当日全口径发电量中的占比。

边界条件（3）：用户在光伏出力的各个时段具有相近的消纳占比，即：余电上网和自发自用电量，在各时段全口径发电量中的占比相对恒定。这个边界条件属于假设条件，看似苛刻，实际上因为企业作息和光伏出力特征的反差，余电上网更大概率发生在午间低谷电价时段，即：用户在低谷时段使用的“自发自用”电量在同时段全口径发电量中的占比更低，结合边界条件（1）、（2）可知：附加了假设的边界条件（3）后，对电价期望值的计算结果是起到拉低的贡献，使得计算结果更为保守。

显而易见，自发自用电价期望值的上限，是假设各时段“自发自用”电量均来自于公共电网，以电网代理购电分时电价乘以相应时段光伏发电量占比的加权方式得到，即：

电价期望值（上限）=∑电网代理购电分时电价x光伏分时发电量占比（%） （公式1）

将上表数据带入（公式1），计算得到“自发自用”电价期望值上限为0.8634元/kWh，考虑到分布式光伏项目占用了业主（用电方）的屋顶，如果将屋顶租金折进电价，合理的电价应该取上述计算值的6～7折左右，即“自发自用”部分的电价合理期望值为0.5180～0.6044元/kWh之间，实际可根据项目具体开发条件具体商谈，在当前的建设投资成本水平下，应该确保（脱硫煤标杆电价+绿证收益）≤“自发自用”部分的签约电价≤上述合理期望值。

为了项目全生命周期的顺利履约，并不建议为了项目开发时的纸面高收益盲目追求签约过高的“自发自用”电价。算例虽基于某省的当前电价政策，但计算逻辑具有一定的普适性，其他各省在测算合理的“自发自用”签约电价时可参考。需要重点说明的是，不同用户的用电方案可能存在较大的差异，工作中需要结合实际对计算方法进行适应性调整。