這是一個關于“螞蟻‘圍困’大象”的故事。

截至目前，我國已建成世界上規模最大的電網，截至2023年底，全國全口徑發電裝機容量29.2億千瓦，全國用戶平均供電可靠率始終維持在99.9%以上，以縣為單位實現大電網全覆蓋。這樣的“龐然大物”接入裝機容量30千瓦及以下的戶用光伏或6000千瓦以下的工商業分布式光伏項目是不是易如反掌?這個問題的答案正呼之欲出——據記者不完全統計，全國超過370個縣出現低壓承載力紅色區域，分布式光伏接入受限。紅區，意味著在承載力得到有效改善前，暫停新增分布式電源接入。

(來源：微信公眾號“電聯新媒” 作者：趙紫原)

在分布式光伏發展初期，國家出臺了一系列扶植政策，享受免稅優惠、減免接網費用、免收系統備用費，電價部分仍然采用計劃模式，加之項目開發難度及門檻相對較低，光伏發電建造成本下降，分布式光伏裝機野蠻增長。自2021年開始，分布式光伏新增裝機超過集中式，2023年分布式光伏新增裝機9629萬千瓦，同比增長高達88%，總裝機達253.91吉瓦。“十三五”以來，國網經營區分布式光伏裝機從473萬千瓦增長至1.47億千瓦、年均增速達63%，占新能源裝機比例由3%提高至25%。

隨著紅區逐漸蔓延，電網安全壓力高懸，系統成本與日俱增，也意味著分布式光伏無序開發模式正走向尾聲。從“微不足道”到“舉足輕重”，原有激勵模式亟需與時俱進。以何解圍?分布式入市箭在弦上。國家發改委、國家能源局聯合去年下發了《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2023〕813號)，明確提出了“推動分布式新能源上網電量參與市場”。日前，“光伏全面入市的文件即將面世”的坊間傳言盛行，傳言是否為真我們不得而知，但分布式光伏入市已迫在眉睫。

入市迫在眉睫 告別無序投資

區區單個30千瓦或6000千瓦的分布式光伏，何以讓世界上規模最大、安全運行紀錄最長的特大型電網“犯了難”?

分布式光伏的“歲月靜好”，背后是整個電力系統為其“負重前行”。求實能源技術(深圳)有限公司總經理蔣江指出，分布式光伏雖然是建設在用戶用電紅線內的發電設施，但其出力時段一致，導致白天午間整個電力系統的供需嚴重失衡，繼而需要建設大量調節性資源來進行平衡。當前的計劃模式仍在激勵分布式光伏建設，繼而加重供需失衡，形成惡性循環。

換言之，海量分布式光伏接入系統后，其“只受益、不負責”，被減免的社會責任及調節責任被分攤至其他工商業用戶，不僅抬高了用能成本還影響電網安全。以分布式光伏大省山東為例，其需要火電日內啟停消納中午的光伏發電，近兩年來山東燃煤機組啟動次數大幅攀升，年平均啟動次數由2020年的5次左右，提高到了2022年的近14次，年平均啟停次數史無前例。山東省頻繁出現的負電價亦釋放了明顯的價格信號和位置信號——該地、該時段光伏發電已供過于求。

分布式光伏入市，即上網電量必須與其他發電企業按照同樣的交易規則進行市場化交易。

入市如何解憂?

首先，入市能為分布式光伏提供清晰的投資信號，告別無序投資。國網能源研究院企業戰略研究所研究員張高表示，當前，入市主要是避免對分布式光伏的政策過補償，推動分布式光伏回歸理性發展。分布式光伏入市本質上來看與國家推動新能源入市的宏觀政策保持一致，是進一步深化電力市場改革，擴大發用電兩側入市比例的重要舉措，有利于引導發電側各類電源平等參與市場。

其次，入市有利于分布式光伏平等承擔責任，降低系統運行成本。在上海電力大學智能電網技術研究協同創新中心主任謝敬東看來，分布式光伏入市的本質是其市場主體的回歸。“分布式光伏發電賣給電力用戶，其本來就是一個市場主體，只是由于其規模較小，政府為了激勵其發展，讓分布式發電享有了市場主體的權利，沒有要求其承擔市場主體的責任。但現在規模大了，這種責任就沒法不承擔了。”

再者，入市有利于電力系統安全穩定運行。蔣江指出，余電上網部分電量充分傳導電力系統的供需價格信號，從而實現電力供需的有效平衡。但是更深入看，分時電價也應該進一步市場化，由市場尋找合理的時段定價，實現更有效的資源優化配置。

優勢也是劣勢 包裝項目攪局

改革必然面臨許多新的利益調整，需要打破各種利益藩籬。推動分布式光伏入市同樣艱難，不是一聲令下就能輕而易舉實現的。

分布式發電入市，意味著幾點：一是分布式光伏不再保障全額上網，而是存在不能發電的可能性，如報價高就不能發電，存在網絡輸送瓶頸就不能發電;二是分布式光伏需要繳納電力輔助服務費用，影響到其總收益，如果其它類型機組為分布式光伏提供了電力調峰等輔助服務，分布式光伏需要支付相應的費用;三是分布式光伏上網電價不再是以往的計劃電價而是隨行就市。

不再保量保價還要支付輔助服務費用，自然會影響一部分利益群體。據業內人士透露：“我們在排查中發現，居民投資分布式光伏寥寥無幾，部分投資主體以居民個人名義備案報裝戶用光伏，部門投資者將原本的集中式光伏‘包裝’成分布式光伏項目‘鉆空子’，從而賺取超額的政策紅利。那些打著‘分布式光伏入市導致居民利益受損’的言論都需要警惕，需要認真核實項目真實情況，避免二次上當。”

除了市場主體之間的利益矛盾，分布式入市也存在客觀障礙。分布式入市的難點其實也是其原本的優勢，就像硬幣的兩面。

張高指出，分布式光伏裝機容量小、位置分散、數量眾多，當前省級電力現貨市場出清節點顆粒度一般為220千伏的母線，分布式光伏并網電壓等級往往在35千伏以下，海量分布式以單一主體入市對市場申報、出清、計量、結算均帶來較大挑戰。

“投資主體過于分散，專業能力有限，比較難做到像集中式新能源項目配置專門的功率預測以及交易團隊，尤其是在電力現貨市場中，不同發電設施處在不同的物理節點，其發電功率預測和交易策略可能是不同的，一個投資企業可能有成百上千個項目，這樣的交易的工作量非常大。”蔣江表示，另外，分布式光伏入市交易也主要是針對其上網電量，這部分電量本身規模占比就較小，這樣入市的投入產出就顯得更加不劃算了。

謝敬東認為，分布式入市的難點在于兩條：一是分布式光伏難以滿足作為一個市場主體的基本要求。例如，市場主體要提供報價，但分布式發電沒有報價技能和報價系統。二是如果全部分布式發電都參與報價，電力交易機構面臨著“維數災難”問題，即計算量的指數級增加。

電網企業工作人員告訴記者，目前分布式光伏參與市場存在的難點問題包括“過網費”的確定、市場邊界的設定、就近交易的范圍、輔助服務費的分攤、市場準入的規定、基本模式的構建以及與“中長期和現貨市場”的銜接等等。

升級技術服務 融入市場大局

高比例分布式光伏入市在國外已有先例。以德國為例，早在2017年，德國已有1/3的家庭在房頂上安裝太陽能電池板。過去幾年，受全球能源市場價格波動影響，德國獨立戶用光伏系統安裝量增長了4倍。歐洲主要采用了分散式電力市場模式，鼓勵分布式電源就近加入平衡單元，但這種電力市場模式對我國集中式電力市場的適用性有限。

從國外來看，同樣采用集中式模式的美國提供了參考，其允許分布式光伏通過虛擬電廠等方式進行聚合，以統一經營主體形式集中參與市場交易。

針對我國分布式發展的建議，謝敬東表示，國外提出了虛擬電廠、微電網等新型市場主體，為分布式發電提供代理市場服務。這幾年，我國也在加快研究。加快虛擬電廠等不同形式的第三方服務機構建設，為分布式發電參與市場提供技術服務。

張高認為，一是區分存量與增量分開設計入市政策和路徑，特別是存量居民、農業投資的分布式光伏可繼續沿用保障性收購政策，存量工商業分布式光伏和新增分布式光伏可推動入市。二是對分布式光伏可探索建立政府授權合約機制，按照上網電量比例給與政府授權合約，剩余電量參考市場交易均價進行結算。三是推動分布式光伏與集中式光伏享有平等的權利義務，公平承擔市場運行費用、調節性費用等。

蔣江表示，分布式入市雖然有各種各樣的困難和挑戰，但是市場化是當前建設新型電力系統推動能源轉型的手段，科學合理配置電力資源的最優選的方式，是必須往前推進的。“建議在各地推動分布式光伏上網電量進行交易試結算，從按日、按周、按月，逐步推進，讓分布式光伏發展逐步融入全國統一電力市場大局。”

上述電網企業工作人員表示，在技術支持方面，價格機制、交易組織、交易合同以及交易結算等方面需要精心設計，以確保交易的公平性和透明性。

本文系《中國電力企業管理》獨家稿件，作者系本刊記者。