分布式光伏，进入电力市场后的三大变化！

近日，发改委能源局下发了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（详见《国家发改委：明确分布式新能源、储能参与电力市场！建立煤电容量电价》），明确提出：

分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制；

鼓励虚拟电厂、负荷聚合商等新型电力市场主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用，探索“新能源+储能”等新方式。

分布式光伏项目商业逻辑的三个变化

分布式光伏项目的商业逻辑，可能将面临着三点改变

1、上网交易模式改变

非“自发自用”部分电量，从“电网全额、优先、保价”收购，变成了经由电力现货市场，与其他电源同等条件的统一出清。

2、自发自用部分的模式改变

电力现货市场后，虽然中间有售电公司的缓冲，但是现货价格信号，还将以某种方式逐步的传递到电力用户，比如执行峰谷价差，电力用户承担部分合同偏差等，所以自发自用部分的交易价格和交易电量，也无法彻底锁定，这对长期投资收益率的测算有较大影响。

3、交易主体的改变

新能源投资商可能逐步转变为新能源运营商，无论是新能源配储的联合套利优化，还是“光-储-荷”整合为虚拟电厂并参与交易，其本质都不是“投资-收益”的逻辑，而是“投资-运营-收益”的逻辑。

分布式光伏项目投资理念的变化

过去的分布式新能源，更侧重于项目开发：

谁能拿到优质的屋顶，搞定优质的客户，谁就是赢家，甚至把这个模式与“路条”等同起来。至于投后管理，更多的是“运维”管理，也就是“东西坏了有人修”。

所以过去更像是住宅房地产的开发，

只要拿到地盖了房，是不愁卖的，住宅物业公司的服务并不重要，因为房地产公司赚了大部分钱。

未来的新能源，更侧重于项目全生命周期的整体运营管理

尤其是项目运营期的整体收益，哪怕是自发自用部分，也要考虑与电力市场价格的间接关系——不少电力用户与售电公司一年一签的售电合同，峰谷价差和时段未来都可能发生变化，市电零售合同与新能源的售电合同高度关联。

甚至有的新能源投资商说：我们也是售电公司，无非有的时段卖光伏电，有的时段卖市场电。

到了这个阶段，更像是商业地产项目的开发，

不仅要盖房子，还得考虑招商引资，确定租金，更重要的是吸引人流，提高零售业绩。

分布式光伏投资、运维企业的转型

光伏的投资和运维企业能否顺利转型呢？

个人认为难度并不亚于住宅地产商转型为商业地产商。

因为底层逻辑从“投资+运维”，变成了“资产运营管理”。

从“维”到“营”，看似一字之差，其实包含了三个层次：

1、营业

也就是需要建立面向新型电力系统的运营组织能力，目前的光伏运维只是设备管理的初级阶段，而设备管理只是专业能力的一部分，还需要有交易管理、客户营销、能量调度，这些都是系统级的专业能力。

2、营销

有了团队和能力，如何构建面向工商业的，新型电力系统的服务营销能力，比如服务产品定义，服务价格管理，服务营销，服务产品交付，这些都是原来“路条式”销售并不具备的。

3、营利

营利是未来分布式新能源很大的挑战，因为新能源是典型的不可调节能源，导致“合成谬误”：大家都以为很赚钱，结果产能和发电能力过剩，有太阳的时候一起发导致稀缺性不足。

当未来现货市场中午时段负电价频繁出现的时候，新能源必须要考虑如何与负荷（用户生产行为）、储能、充电桩的协同效应，而这种协同的管理，是盈利的关键。

因此，分布式新能源在上游产能、中游项目、下游项目开发都不再稀缺的时候，真正稀缺的就是运营能力。

只有高水平的运营才能保证未来20年，在成熟现货市场环境中的项目持续盈利。

这可能才是现货市场、新型电力系统的某些商业意义吧。