中国储能网讯：伍德麦肯兹光伏研究团队近期发布最新报告China distributed solar market outlook 2024（《中国分布式光伏市场展望2024》），解读影响市场发展的驱动及阻碍因素，重点分析宏观政策、供应链动态、市场机制、电网限制及配储经济性等内容。主要观点摘要如下。

2024年，新增分布式光伏装机容量有望创新高

  伍德麦肯兹预计，2024年中国光伏新增装机容量有望实现291GWdc，其中，分布式光伏新增144GWdc，占总增量的49.5%。

  回顾2024年前三季度，分布式光伏装机量已接近98GWdc，同比增长27%。其中工商业光伏表现突出，新增71.7GWdc。然而，户用光伏的增速不及预期，新增装机仅为26.2GWdc，同比下降31%，主要受政策变化影响。山东、河南等户用光伏装机大省将租赁屋顶或出租光伏发电设施的营利项目归类为非自然人分布式光伏项目，并要求以企业名义备案，按工商业光伏管理，使得这些项目无法享受户用光伏的优惠政策和优先并网保障。此外，户用市场的重心持续向南方转移，江苏前三季度的新增装机总容量赶超河南，成为体量最大的户用光伏省区。

  展望未来十年，分布式光伏预计将以平均每年125GWdc的速度稳步增长。到2033年，东部地区仍将领跑分布式装机，同时，中部和南部地区也展现出较大的增长潜力。

市场标准化和项目经济性提升，推动未来分布式光伏市场的增长

  在宏观政策上，近期《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》出台，主要从项目分类、上网模式、市场化交易等方面进行了规范，进一步促进未来分布式光伏高质量发展。

  与此同时，在以浙江和江苏为代表的分布式光伏主力市场，政府也将持续在“十四五”期间，为新增装机容量提供装机量与发电量补贴，补贴水平分别为0.4元/瓦、0.2元/千瓦，持续保障项目短期内的收益。

  在项目成本端，自2023年起，上游大规模扩张引起的供需错配，持续引导组件价格下行，预计到2024年底降幅达40%。我们认为，2024年组件价格有望触底，并在未来五年内，趋于平稳且保持在较低的水平（平均0.1USD/W）。低价组件降低项目成本，缩短回本周期，优化项目经济性。在项目收益端，不断上涨的终端用户电价意味着自发自用所节约的电费成本将大幅增加，进一步凸显项目经济性。在主要装机省份，2050年100%自发自用所节约的电费成本最高可较2024年的水平增长51%。低成本叠加高回报驱动分布式光伏未来发展。

电网承载力限制问题频出，分布式光伏就地消纳问题亟待解决

  近年来，分布式光伏装机激增对电网安全性与稳定性提出了新的挑战。从2023年起，各地调节能力不足、反送功率受限、电压偏差过大等一系列接入问题频出。在短期内，通过停止项目备案来缓解可接入容量的不足将成为制约分布式光伏发展的一大因素。长期来看，提升配电网承载力和灵活性是缓解电网压力的必经之路，进而保障未来装机增长空间。

  个别省份，例如河南，要求配置储能来提高当地电网容量，以保障光伏项目正常推进。从各地已公布的配储政策来看，分布式光伏配储比例集中在15-20%，时长以2小时为主。配置储能可提高自用比例，从而增加自发自用所节约的电费成本。我们预测，相较于没有配置储能的分布式光伏所节省的电费支出，配储可将其进一步提高18%。目前，2小时储能的Capex超1000元/千瓦时，而4小时储能的在840元/千瓦时。伍德麦肯兹模型预测，若想要通过配储实现正向的投资回报，2小时与4小时储能的Capex 分别不得高于828和814元/千瓦时。在电网容量告急及各地强制配储政策不断明晰的背景下，高昂的配储成本或将制约分布式光伏未来装机扩张。