分布式光伏入市箭在弦上

这是一个关于“蚂蚁‘围困’大象”的故事。

截至目前，我国已建成世界上规模最大的电网，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，全国用户平均供电可靠率始终维持在99.9%以上，以县为单位实现大电网全覆盖。这样的“庞然大物”接入装机容量30千瓦及以下的户用光伏或6000千瓦以下的工商业分布式光伏项目是不是易如反掌？这个问题的答案正呼之欲出——据记者不完全统计，全国超过370个县出现低压承载力红色区域，分布式光伏接入受限。红区，意味着在承载力得到有效改善前，暂停新增分布式电源接入。

（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：赵紫原）

在分布式光伏发展初期，国家出台了一系列扶植政策，享受免税优惠、减免接网费用、免收系统备用费，电价部分仍然采用计划模式，加之项目开发难度及门槛相对较低，光伏发电建造成本下降，分布式光伏装机野蛮增长。自2021年开始，分布式光伏新增装机超过集中式，2023年分布式光伏新增装机9629万千瓦，同比增长高达88%，总装机达253.91吉瓦。“十三五”以来，国网经营区分布式光伏装机从473万千瓦增长至1.47亿千瓦、年均增速达63%，占新能源装机比例由3%提高至25%。

随着红区逐渐蔓延，电网安全压力高悬，系统成本与日俱增，也意味着分布式光伏无序开发模式正走向尾声。从“微不足道”到“举足轻重”，原有激励模式亟需与时俱进。以何解围？分布式入市箭在弦上。国家发改委、国家能源局联合去年下发了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），明确提出了“推动分布式新能源上网电量参与市场”。日前，“光伏全面入市的文件即将面世”的坊间传言盛行，传言是否为真我们不得而知，但分布式光伏入市已迫在眉睫。

入市迫在眉睫 告别无序投资

区区单个30千瓦或6000千瓦的分布式光伏，何以让世界上规模最大、安全运行纪录最长的特大型电网“犯了难”？

分布式光伏的“岁月静好”，背后是整个电力系统为其“负重前行”。求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江指出，分布式光伏虽然是建设在用户用电红线内的发电设施，但其出力时段一致，导致白天午间整个电力系统的供需严重失衡，继而需要建设大量调节性资源来进行平衡。当前的计划模式仍在激励分布式光伏建设，继而加重供需失衡，形成恶性循环。

换言之，海量分布式光伏接入系统后，其“只受益、不负责”，被减免的社会责任及调节责任被分摊至其他工商业用户，不仅抬高了用能成本还影响电网安全。以分布式光伏大省山东为例，其需要火电日内启停消纳中午的光伏发电，近两年来山东燃煤机组启动次数大幅攀升，年平均启动次数由2020年的5次左右，提高到了2022年的近14次，年平均启停次数史无前例。山东省频繁出现的负电价亦释放了明显的价格信号和位置信号——该地、该时段光伏发电已供过于求。

分布式光伏入市，即上网电量必须与其他发电企业按照同样的交易规则进行市场化交易。

入市如何解忧？

首先，入市能为分布式光伏提供清晰的投资信号，告别无序投资。国网能源研究院企业战略研究所研究员张高表示，当前，入市主要是避免对分布式光伏的政策过补偿，推动分布式光伏回归理性发展。分布式光伏入市本质上来看与国家推动新能源入市的宏观政策保持一致，是进一步深化电力市场改革，扩大发用电两侧入市比例的重要举措，有利于引导发电侧各类电源平等参与市场。

其次，入市有利于分布式光伏平等承担责任，降低系统运行成本。在上海电力大学智能电网技术研究协同创新中心主任谢敬东看来，分布式光伏入市的本质是其市场主体的回归。“分布式光伏发电卖给电力用户，其本来就是一个市场主体，只是由于其规模较小，政府为了激励其发展，让分布式发电享有了市场主体的权利，没有要求其承担市场主体的责任。但现在规模大了，这种责任就没法不承担了。”

再者，入市有利于电力系统安全稳定运行。蒋江指出，余电上网部分电量充分传导电力系统的供需价格信号，从而实现电力供需的有效平衡。但是更深入看，分时电价也应该进一步市场化，由市场寻找合理的时段定价，实现更有效的资源优化配置。

优势也是劣势 包装项目搅局

改革必然面临许多新的利益调整，需要打破各种利益藩篱。推动分布式光伏入市同样艰难，不是一声令下就能轻而易举实现的。

分布式发电入市，意味着几点：一是分布式光伏不再保障全额上网，而是存在不能发电的可能性，如报价高就不能发电，存在网络输送瓶颈就不能发电；二是分布式光伏需要缴纳电力辅助服务费用，影响到其总收益，如果其它类型机组为分布式光伏提供了电力调峰等辅助服务，分布式光伏需要支付相应的费用；三是分布式光伏上网电价不再是以往的计划电价而是随行就市。

不再保量保价还要支付辅助服务费用，自然会影响一部分利益群体。据业内人士透露：“我们在排查中发现，居民投资分布式光伏寥寥无几，部分投资主体以居民个人名义备案报装户用光伏，部门投资者将原本的集中式光伏‘包装’成分布式光伏项目‘钻空子’，从而赚取超额的政策红利。那些打着‘分布式光伏入市导致居民利益受损’的言论都需要警惕，需要认真核实项目真实情况，避免二次上当。”

除了市场主体之间的利益矛盾，分布式入市也存在客观障碍。分布式入市的难点其实也是其原本的优势，就像硬币的两面。

张高指出，分布式光伏装机容量小、位置分散、数量众多，当前省级电力现货市场出清节点颗粒度一般为220千伏的母线，分布式光伏并网电压等级往往在35千伏以下，海量分布式以单一主体入市对市场申报、出清、计量、结算均带来较大挑战。

“投资主体过于分散，专业能力有限，比较难做到像集中式新能源项目配置专门的功率预测以及交易团队，尤其是在电力现货市场中，不同发电设施处在不同的物理节点，其发电功率预测和交易策略可能是不同的，一个投资企业可能有成百上千个项目，这样的交易的工作量非常大。”蒋江表示，另外，分布式光伏入市交易也主要是针对其上网电量，这部分电量本身规模占比就较小，这样入市的投入产出就显得更加不划算了。

谢敬东认为，分布式入市的难点在于两条：一是分布式光伏难以满足作为一个市场主体的基本要求。例如，市场主体要提供报价，但分布式发电没有报价技能和报价系统。二是如果全部分布式发电都参与报价，电力交易机构面临着“维数灾难”问题，即计算量的指数级增加。

电网企业工作人员告诉记者，目前分布式光伏参与市场存在的难点问题包括“过网费”的确定、市场边界的设定、就近交易的范围、辅助服务费的分摊、市场准入的规定、基本模式的构建以及与“中长期和现货市场”的衔接等等。

升级技术服务 融入市场大局

高比例分布式光伏入市在国外已有先例。以德国为例，早在2017年，德国已有1/3的家庭在房顶上安装太阳能电池板。过去几年，受全球能源市场价格波动影响，德国独立户用光伏系统安装量增长了4倍。欧洲主要采用了分散式电力市场模式，鼓励分布式电源就近加入平衡单元，但这种电力市场模式对我国集中式电力市场的适用性有限。

从国外来看，同样采用集中式模式的美国提供了参考，其允许分布式光伏通过虚拟电厂等方式进行聚合，以统一经营主体形式集中参与市场交易。

针对我国分布式发展的建议，谢敬东表示，国外提出了虚拟电厂、微电网等新型市场主体，为分布式发电提供代理市场服务。这几年，我国也在加快研究。加快虚拟电厂等不同形式的第三方服务机构建设，为分布式发电参与市场提供技术服务。

张高认为，一是区分存量与增量分开设计入市政策和路径，特别是存量居民、农业投资的分布式光伏可继续沿用保障性收购政策，存量工商业分布式光伏和新增分布式光伏可推动入市。二是对分布式光伏可探索建立政府授权合约机制，按照上网电量比例给与政府授权合约，剩余电量参考市场交易均价进行结算。三是推动分布式光伏与集中式光伏享有平等的权利义务，公平承担市场运行费用、调节性费用等。

蒋江表示，分布式入市虽然有各种各样的困难和挑战，但是市场化是当前建设新型电力系统推动能源转型的手段，科学合理配置电力资源的最优选的方式，是必须往前推进的。“建议在各地推动分布式光伏上网电量进行交易试结算，从按日、按周、按月，逐步推进，让分布式光伏发展逐步融入全国统一电力市场大局。”

上述电网企业工作人员表示，在技术支持方面，价格机制、交易组织、交易合同以及交易结算等方面需要精心设计，以确保交易的公平性和透明性。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系本刊记者。