分布式光伏入市後運勢如何？來看國內首份入市“路线圖”

文| 華夏能源網

風電、光伏裝機迅猛增長，新能源消納問題重又大幅擡頭，隨着“保障性全額收購”成爲歷史，分布式光伏入市（即進入電力市場交易）已是箭在弦上。但由於一直沒有一個明確路线圖，分布式到底要怎樣入市，備受各方關注。

今年11月19日，河北省發改委發布《關於印發河北南網分布式光伏參與電力市場工作方案的通知》（下稱《通知》）。這是迄今首份最詳盡的分布式光伏入市路线圖，對其後全國範圍內的分布式光伏入市，具有某種揭幕意義以及重要的參考價值。

入市大幕正徐徐拉开。

分布式光伏點多面廣，主體衆多，包括大型工商業光伏、一般工商業光伏、非自然人戶用光伏、自然人戶用光伏，而一旦入市，透過市場化的交易機制，交易電量、獲得電價，這對分布式光伏到底意味着什么？分布式光伏的买家是誰？入市後，分布式光伏將要承擔什么樣的責任義務？

首份路线圖細則

詳讀《通知》之規定，河北南網範圍內分布式光入市的原則是：先增量後存量、先商用後戶用、先試點後推廣。《通知》最終要實現的分布式光伏入市目標，是從2027年开始，除自然人戶用之外，其他全部分布式光伏項目、全部電量都要入市。

“先商用後戶用”的原則有所明確。《通知》規定，2024年开展入市試點，工商業分布式光伏按上網電量的20%入市；2025年，10千伏及以上電壓等級工商業分布式光伏全部入市；2026年至2027年，10千伏以下電壓等級工商業分布式光伏全部實現入市。也就是說，2027年之前，工商業分布式光伏全部入市，活動空間僅是入市比例的問題。

這期間，戶用光伏是不需要入市的。到2027年非自然人戶用光伏才开始參照工商業分布式入市交易。之所以先商用後戶用，極大的可能是考慮到了戶用光伏的承受能力。

先增量後存量，具體指的是：2025年10千伏及以上電壓等級工商業分布式光伏入市，新並網項目自1月1日起就要入市，而同一級別的存量項目則是7月1日後入市。再比如，10千伏以下電壓等級工商業分布式光伏新並網項目是2026年入市，同一級別的存量項目要到2027年才入市。

而之所以要先增量後存量，是考慮到新老項目的成本差異問題。近幾年來，隨着光伏組件價格的持續下探，越是靠後安裝完成的分布式光伏項目，成本造價就越低。考慮到市場公平，存量項目延緩入市是合情合理的。

不過，總體來說，河北南網這一份入市方案，還是擊碎了此前市場的兩點幻想：

第一，即使新老項目成本核算千差萬別、各不相同，但是也阻擋不住分布式光伏最終全部入市的進程；第二，盡管方案會照顧到存量項目的利益，但是不管是多么老資格的存量項目，分布式光伏入市後也都不可能再獨享“保障性全額收購”待遇。

對於分布式光伏入市後的市場地位，《通知》使用了“作爲價格接受者參與市場”的表述。也就是說，分布式光伏入市後就不存在什么“優先”“優待”的問題了。

在過去“優待”並補貼新能源的階段，新能源發電享受電價補貼不說，同等電價下要“優先消納新能源”。而新能源开發進入新階段，分布式光伏入市後，就要與其他所有電源一起同台競爭了。

那么作爲價格接收者，分布式光伏會獲得一個什么樣的電價呢？假設分布式光伏是一個可控電源，比如能夠在缺電的晚高峰靈活自如發電，那么它會獲得一個很美麗的電價。可遺憾的是，分布式光伏的發電特性，大大限制了它的議價能力。

那分布式光伏要怎么應對這一局面呢？答案很明確也很殘酷：作爲價格接受者參與電價競爭。

期待“隔牆售電”

以價格接受者參與市場，明確成爲分布式入市的重要原則。

但現實中，分布式光伏主體過於分散且的交易電量又極爲有限，如果都去電力市場中報價交易，顯然會疲於奔命，也不夠科學。

考慮到解決這一入市難點，上述《通知》提出了“交易聚合商”的概念。具體做法是，可以由聚合商在電力交易平台注冊成爲經營主體，聚合一家或多家分布式光伏主體參與電力中長期、現貨交易，以及綠電交易。

囿於新能源的間歇性、波動性，精准預測新能源的出力曲线是異常艱難的。而如果預測偏差過大，比如氣候原因致使允諾中的電量無法交付，那分布式光伏屆時需要從其他渠道購電去交割——這就往往是高電價了，那可就賠大發了。

聚合商來參與電力交易的一大好處是，可以將光伏出力曲线預測提升爲一門技術活兒。

除此之外，分布式光伏入市後面臨的更大不確定性來自於“买家是誰”。

從前的電網調度時代，分布式光伏電量全部交給電網，由電網居中調度送往最終买家。但隨着新能源發電佔比越來越多，統統甩給電網做“甩手掌櫃”是再也不可能了。

有鑑於此，10月10日，國家能源局發布《分布式光伏發電开發建設管理辦法（徵求意見稿）》，明確6MW以上的大型工商業光伏項目，“必須選擇全部自發自用模式”，也就是不再被允許余電上網。

這裏面就出現了矛盾衝突。按能源局要求，6MW以上的大型工商業光伏項目“必須選擇全部自發自用模式”，不能余電上網；可河北南網的方案，卻要求工商業分布式光伏全部入市，不上網又賣給誰去呢？

解題的關鍵就在於如何定義“全部自發自用”？自發自用，是說分布式光伏要就近消納，而不能過度依賴電網去跨區平衡。6MW以上的大型工商業光伏先滿足自發自用，自己用不了的電量，仍可以在配電網範圍內送給周邊的用電企業去使用，只要不上主網、不走輸電網去跨區送電就都是可以的。

這也意味着，分布式光伏將來的大买家，將是隔牆售電用戶。

俗稱的“隔牆售電”模式由來已久，即在2017年10月底，國家發改委和國家能源局印發《關於开展分布式發電市場化交易試點的通知》（發改能源〔2017〕1901號），鼓勵分布式光伏參與市場化交易，將電賣給配電網內就近的電力用戶。

未來，爲自發自用來創造條件，讓分布式光伏在配電網範圍內逐步實現“隔牆售電”，目前恰是各方正在積極探索的一大方向。

河南省的最新政策就是其中的代表性探索。5月底，分布式大省河南推出源網荷儲一體化試點細則，提出要“推動‘源隨荷動’的傳統供電模式，向源、網、荷、儲各環節協同一體化模式轉變，提高新能源消納能力，逐步探索構建離網型微電網，形成穩定的就地綠電供應”。

源網荷儲一體化模式下，分布式光伏等綠色電力可以實現直供，該模式避免了分布式新能源向電網反送電的問題，極大程度上給電網“松了綁”，也爲分布式光伏的自身發展开闢了空間。

承擔責任義務

在國家鼓勵新能源开發的第一階段，即“伊甸園”階段，分布式光伏不僅享受電價補貼以及“保障性全額收購”的優待，還無需分擔一系列系統運行費用。而伴隨着分布式光伏逐步入市，所有電源同台競爭市場交易，權利與責任義務就需要對等了。

前述國家能源局《分布式光伏發電开發建設管理辦法（徵求意見稿）》也已明確：

“分布式光伏發電項目與用戶开展專线供電的，發電、用電雙方應按照有關規定承擔政府性基金及附加、系統備用費、政策性交叉補貼等，公平承擔相應的責任和義務。”

這一筆相應的費用，煤電、水電、核電甚至是集中式光伏，都一直在參與分攤。而未來入市後，分布式光伏也毫無疑問需要參與分攤。

那么這一筆費用大概是什么水平呢？在同檔情況下，電網公司向煤電等主體收取的包括交叉補貼和政府性基金及附加在內的輸配電價，一般都在0.2元/千瓦時以上。這還不包括復雜難辨的“系統備用費”。

“系統備用費”的存在，主要源於新能源开發過程一直伴隨着煤電、儲能這樣的“保姆”。中電聯發布的《電力行業碳達峰碳中和發展路徑研究》顯示，由於新能源屬於低能量密度電源，導致煤電和儲能設施年度投資水平大幅上升。據測算，相比2020年，2025年、2030年、2035年發電成本將分別提高14.6%、24.0%、46.6%。這些成本的飛升，究其根源就是爲了給新能源做備用才產生的。

此外，在伊甸園裏，分布式光伏並不需要分攤輔助服務費用，也即調頻、調峰、調壓、調相等項費用。未來，分布式光伏入市，秉持“公平承擔相應的責任和義務”的原則，分布式光伏難免也要參與輔助服務費用的分攤。

以山西省爲例，輔助服務市場運營費用按照“誰引起，誰承擔；誰受益，誰承擔”的原則分攤。

例如，調頻量價補償費用分爲市場化和非市場化兩部分，非市場化的部分由發電企業按實際上網電量比例分攤，市場化部分由火電、新能源、批發市場用戶按 10%、45%、45%比例分攤。

業內首份“路线圖”，意味着在未來新階段，分布式光伏發展的底層邏輯已經發整了根本改變。

過去包括分布式光伏在內的新能源電量優先收購、帶補貼電價甚至高於火電。但短短十余年間，新能源從補貼退坡到平價上網，再到馬上要進入電力市場，作爲價格接受者去參與市場交易，公平享有權利並承擔責任義務。

歷史的車輪就是這樣滾滾向前。不僅僅是河北一省，全國範圍內分布式光伏入市，在促進分布式光伏消納的同時，也給分布式光伏帶來諸多挑战，這也可以說是分布式等新型能源“成長”並擔負責任的必經之路。

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