成本大幅下降、经济性提升是分布式需求在高基数下仍看涨的核心逻辑。近年我国分布式光伏装机快速增长，2023年前三季度分布式光伏新增装机67.1GW，同比增长90%，占光伏新增装机比例52%，截至2023年三季度末，分布式光伏累计装机225.3GW，占光伏总装机比例达43%。随着装机及电量占比提升，前期分布式安装较多的山东、河南等省份陆续出现并网空间受限、消纳能力不足等问题，引发市场对国内分布式需求增长持续性的担忧。2023年光伏组件价格大幅下降带动系统成本下降，光伏组件价格较高点已下降1.08元/W，对应组件价格、系统成本降幅55%、28%。按照利用小时数1200小时，测算典型东部地区分布式系统LCOE已下降至0.17元/kWh，我们认为这部分成本下降可通过多种方式打开分布式光伏广阔的消纳空间，支撑装机量持续增长。
集中汇流解决接入空间不足。随分布式装机渗透率提升，部分地区陆续出现过电压、反送电等问题，从各省份已经发布的分布式光伏接网承载力评估情况来看，部分地区出现分布式光伏接网困难情况。目前山东部分地区通过“集中汇流”模式，将一定区域内光伏项目集中汇流升压后接入高压并网点，实现台区和线路增容，虽一定程度上增加分布式项目开发成本，但有效解决了低压端承载力不足的问题，且后续可通过配置共享储能进一步提升并网及消纳能力。随着“集中汇流”模式成熟推广，有望提高低压电网承载能力，缓解部分地区并网空间不足的问题。
经济性提升为分布式采用分时电价、后续参与电力市场化交易、甚至提高弃光率提供了较大操作空间，助力解决消纳问题。目前分布式装机量较高省份多在光伏主要出力时段设置低谷甚至深谷电价，有助于转移该时段其他灵活性发电资源、提升消纳能力，而且在光伏LCOE持续下降的背景下，对工商业分布式项目收益率影响可控（测算山东地区工商业分布式IRR仍可达18.64%，投资回收期5年）。随着电力市场化改革推进，中长期看，分布式光伏逐步参与电力市场交易是新型电改的必经之路，我们以山东地区为例，定量测算了上网电价（假设参与市场化交易后电价下降）、利用小时数（假设弃光比例提升）下降对工商业及户用分布式项目IRR的影响：1）对工商业项目（自发自用、余电上网模式），因“自发自用”部分具有电价优势，在当前系统成本下，可在上网电价大幅下降/弃光率显著提升的背景下仍具有较高的收益率；2）对户用项目（全额上网模式）而言，在平均上网电价下降至0.32元/kWh、或弃光率提升至20%时仍具有可接受的收益率。
峰谷价差拉大显著提升工商业储能经济性，隔墙售电、虚拟电厂提供多样化解决方案。2023年以来多个省份开始对分布式光伏要求配储，当前国内工商业储能主要受经济性驱动，峰谷价差套利是国内工商业储能最主要的盈利来源。我们按照当前工商业储能建设成本1.3元/Wh测算，国内大部分“两充两放”省市的税后全投资IRR可达到8%以上，山东作为唯一一个具备经济性的“一充一放”省份，项目税后全投资IRR可达到9.83%。此外，随着隔墙售电、虚拟电厂等模式发展推进，有望进一步提升电网调节能力，帮助缓解新能源消纳问题。
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