5月31日の終了をもって、政策の指導の下、分散型太陽光発電市場は全く新しい発展サイクルに入った。
現在までに、発行済みまたはパブリックコメント募集中の17の省レベルの分散型太陽光発電管理措置のうち、11の省では一般産業・商業ユーザーによる自家消費率を50％から90％とするよう求めており、そのような要件を設けていないのはわずか6つの省のみである。
第136号文書を背景に、完全な系統連系が可能なプロジェクトであっても、電気料金はますます下落傾向に直面するだろう。
次の段階として、分散型太陽光発電市場では、消費量がプロジェクト実施の重要な要素となっています。従来の屋上設置型や送電網型発電設備は、負荷消費量を中心とした開発モデルへと徐々に移行しており、収益にはより付加価値の高い方法が早急に求められるようになっています。
消費と電気料金の双方向的な上昇
新たな分散型太陽光発電管理措置における商業・産業用太陽光発電の系統連系義務の撤廃は、分散型太陽光発電を地域消費という開発原則へと回帰させることを目的としている。これは、文書第136号で推進されている太陽光発電の市場参入と相まって、消費がプロジェクト実施の中核となるだけでなく、プロジェクトの収益水準を左右する重要な要素となることを意味する。
分散型太陽光発電プロジェクトの最近の入札状況から判断すると、家庭用太陽光発電プロジェクトの入札はほとんどなく、商業用および産業用太陽光発電プロジェクトはすべて自家発電と自家消費に加えて余剰電力を系統に供給する方式で実施されており、自家消費の割合はほぼすべて50%を超えています。電気料金は2つの決済モデルに分かれています。1つはEMC固定電気料金で、1kWhあたり0.25～0.5元です。もう1つは、割引付きの時間帯別電気料金の加重平均電気料金です。
電力市場における太陽光発電の平均決済価格と比較すると、太陽光発電企業は第三者の電力取引機関から、2024年の各省における太陽光発電の平均取引価格は基本的に1kWhあたり0.2～0.4元の範囲内に収まり、2025年には太陽光発電の価格は引き続き下落すると見込んでいる。
例えば、内モンゴル西部市場では、2024年の太陽光発電の平均スポット価格は0.289元/kWhでした。しかし、2025年5月に公開された情報によると、4月の太陽光発電の平均スポット決済価格は0.16元/kWhでした。さらに、分散型太陽光発電の主要省である江蘇省と広東省でも、2025年の電力価格水準は低下傾向にありました。例えば、江蘇省の中長期契約電力価格は、4月の0.395元/kWhから6月には0.31元/kWhに下落しました。
分散型太陽光発電は、規模が小さく分散しているため、電力市場での取引に参加する能力が不十分であり、電力市場の平均価格を消極的に受け入れる傾向があることを強調しておく必要がある。つまり、その決済電力価格は、上述の2つの電力価格決済モデルよりも低くなる可能性が高いということである。
したがって、分散型太陽光発電に関する新たな政策や、電力市場への完全参入に関する新たな政策の背景には、ある程度消費量の増加が基本電力価格の上昇を意味するという事情がある。より多くの消費資源を掌握する企業は、プロジェクト選択においてより多くの選択肢を持つことになる。分散型太陽光発電は、消費量が最優先される時代を到来させ、一部の分散型太陽光発電開発企業は既に積極的に開発戦略を変更している。
資源競争の背後にあるモデルイノベーション
実際、分散型太陽光発電市場が現在の規模にまで成長したのは、開発業者を支える投資家の推進力と切り離せない関係にある。しかし、新たな政策によってもたらされた収益の不確実性から、投資家は減少傾向にある。そこで、太陽光発電開発業者は、コスト削減や付加価値向上を目指して事業モデルの革新に着手し、リスク許容度の異なる投資家を積極的に誘致することで、こうした状況に適応しようとしている。
一方、政策指導の下で資源使用料や屋根使用料といった非技術的コストを削減することで、プロジェクトの継続的な実施が確保できる。しかし、これは営業担当者の減少につながる可能性がある。市場の成長とコスト管理のバランスをいかに取るかは、分散型太陽光発電企業にとって新たな課題となっている。
投稿日時：2025年7月2日