1. 集中式地面光伏电站和分布式光伏的最大不同之处在于建设方的不同带来的消纳对象和消纳渠道的不同。分布式装机绝大多数为个体用户，更多的依靠自身消纳进行电费成本优化。并网补贴、光伏标杆电价的时代已逝去，发电上网的售电模式难以持续，而由于工商业电价比居民用电高出许多，自发自用工商业光伏的经济性能够凸显。

  2. 绝大多数有一定用电规模的工业生产厂房，其屋顶可利用面积的装机容量相对有限，换言之，工商业光伏发电能够依靠自身完全消纳。据产业调研了解，工商业光伏发电一般仅为自身用电量的1/3，剩余2/3仍需要在电网购买。这部分高额的高峰/平段工商业电费成本能够获得极大优化，自发自用的工商业光伏发电收益率较高。

  3. 但是，工商业储能的收益率比较有限，投资价值不高。主要由于初期建设成本偏高，同时峰谷/峰平价差有限、年循环次数不能够确保，此外电芯存在年衰减率，到期更换成本较高。

  4. 未来三年最大的变化无疑是在电力现货市场和特高压通道。发电侧、电网侧、用户侧三方面搭配新型储能系统、搭配特高压通道，光伏发电备受诟病的时空错配问题将得到极大的缓解，但这将涉及到多轮、多方的供需博弈，并最终反映当时、当地的电力真实供需情况。届时电力现货市场将如何演绎？我们将持续关注。

  一般情况下，一座100m×50m的厂房屋顶面积约5000平方米，假设其中80%的屋顶面积有条件铺设太阳能光伏板，则可铺设面积约为4000平方米。

  目前光伏组件的普遍尺寸为2382mm×1134mm，单块面积约2.7平方米，按10%的余量预留安装空间，则该厂房屋顶约可铺设1333块光伏组件。

  当前单组件功率已经提升至700W附近，则该厂房屋顶可利用的光伏装机量大致估算为900KW，即0.9MW。

  我国东部地区光伏发电的年平均利用小时数普遍不及三北地区，山东约1500小时，而江浙地区约1200小时，那么光伏组件满功率下的年发电量约为108-135万千瓦时。而根据一般经验，不一样的工业生产厂房用电量差异较大，典型的中小型轻工业工厂的每日用电量通常在1-5万千瓦时之间，按上六休一计算，工厂的年用电量约为800万千瓦时，远超光伏的年发电量。

  当然，实际厂房屋顶可利用面积与该厂房的年用电量之间没有必然联系，此处仅为假设情况下的估计。

  总体来看，一般工商业场景下的光伏发电量与工厂自身用电量相差较多，尤其是在工种用电量大的情况下。核心原因主要在于用电量的上限较高而实际可安装光伏组件的物理空间存在限制（单座工业建筑面积一般在几千平到上万平之间），或者说光伏组件的效率还有一定提升空间。因此，工商业光伏更多依靠自身强大的消纳能力，采取自发自用的模式能够优化高额的电费支出。

  以江苏地区一般工商业为例，不考虑夏冬季尖峰时段的正常的情况下，高峰时段为8点到11点+17点到22点，共3+5=8小时，电费约1.23元/度；平段时段为11点到17点+22点到24点，共6+2=8小时，电费约0.73元/度；低谷时段为0点到8点，共8小时，电费约0.33元/度。

  假定非赶工情况下，工厂每天的开工时间为早8点至晚10点，基本能够覆盖光伏发电的作用时间，光伏发电能够完全消纳。我们放宽条件，假定80%自发自用，剩余20%余量上网，自用部分峰平比例为1：2，综合电费为0.90元/度（含税），当前江苏光伏并网电价为0.391元/度（含税），进行收益率测算。

  简单测算不难发现，该工商业光伏年发电量能够达到100万度以上，若按80%的自用考虑，则能节约约70万元的电费支出。此外，并网部分也可获得数万元的售电收入，二者共计约80万元。

  而在建设成本方面，根据中国光伏行业协会的估算，今年工商业分布式的EPC价格将降至3元/瓦以内，而运维费用在0.045元/瓦左右，那么首年的建设成本将达到300万元，每年的运维费用为4.5万元。

  若再进行贷款加杠杆，按30%资本金3.5%贷款利率，初始资本支出仅90万元，每年等额本息还款仅需要27万元，项目从运营第二年开始现金流即可转正，整体资本金收益率极高，是当前有效的投资方式。

  此时此刻，我们再次回顾地面电站、工商业和户用这三大装机类型，不难发现集中式和分布式的最大区别就在于建设方的不同带来的消纳对象和消纳渠道的不同。

  分布式装机绝大多数为个体用户，无论是工商业主还是个人住户，更多的依靠自身消纳进行电费成本优化。并网补贴、光伏标杆电价的时代已逝去，当前个人依靠发电上网获取售电收益的模式已经难以持续。在自发自用的背景下，由于民用电价比工商业电价低出很多，户用自发自用模式的收益率并不明显。

  因此，近年的装机数据中，也许会出现工商业装机增长而户用装机减少的情况，同时也将存在工商业租用住户屋顶进行发电的情况。

  假定场景下工商业的光伏装机为1MW，每小时用电量为2000度，按当前20%的比例、2小时、每天两充两放进行光伏配储，则新型储能装机为200KW/400KWh。在高峰时段，这个容量叠加光伏发电的容量，工厂自身能够完全消纳，不用考虑溢出。

  我们选择在夜间低谷时段进行充电，早高峰进行放电，并在午间进行充电，晚高峰进行放电。那么实际上第一轮的充放电所获得的峰谷价差为1.23-0.33=0.9元/度，第二轮的充放电所获得的峰平价差为1.23-0.73=0.4元/度。此处简单按均价0.65元/度计算，年循环次数暂按500次，其他假设条件如下：

  简单算一笔账，每年节省的峰谷/峰平价差收益为400KWh×90%×90%×500×0.65元/度=10.53万元，而初期建造成本为56万元，每年的运维费用为1万元左右，每9年更换电芯的成本为16万元，不考虑贷款的情况下收回成本周期在6年以上，收益模式远不如光伏发电。

  进一步测算后，该假设条件下的工商业配储资本金收益率是6.1%，净现金流为负数，投资意义不大。根本原因在于初期建设成本偏高，同时峰谷/峰平价差有限、年循环次数不能够确保，此外电芯存在年衰减率，到期更换成本较高。

  电力现货市场和特高压通道真正建立后，虽然各地各时间段的电价当前还难以预估，但能确定的一点是，午间由于大量光伏发电进入现货市场，电价很大可能是低于自发自建的光伏发电的。

  那么，这样一个时间段工商业光伏自发自用的优势是否还能够存在？还是说，叠加储能系统进一步平价，这样一个时间段工商业主才可能会转向对新型储能的配置。比如，在午间采购现货市场的低价光电，同时将午间的自发电量储存起来在晚高峰的时候自用，这将涉及到多方、多轮的供需博弈。

  业内预计全国电力现货市场将在明年年底初步跑通，而特高压通道将在十五五期间大量落成，此时依然存在工商业光伏的一个窗口期。未来的电力市场会如何演绎，我们将持续观察跟踪。