一、分布式光伏發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

當前，我國新能源進入到快速入市階段，2023年，國網經營區(qū)累計消納新能源電量1.2萬億千瓦時，其中市場化交易電量5789.55億千瓦時，占比47.7%，較去年同期提高11個百分點。

從發(fā)展規(guī)模來看，分布式光伏裝機容量已占光伏總裝機容量的近一半。截至2023年底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到6.09億千瓦，其中集中式光伏3.54億千瓦，分布式光伏2.54億千瓦，分布式光伏占比41.7%。2023年，全國新增并網容量2.16億千瓦。其中，集中式光伏電站1.2億千瓦，分布式光伏0.96億千瓦，戶用光伏0.43億千瓦。

目前，分布式光伏已進入無國家補貼階段，日照條件較好的地區(qū)已基本取消地方補貼，而北京、南京、山東等地仍有補貼，補貼標準0.05-0.45元/kWh不等，補貼年限2到5年甚至更長，其中浙江補貼水平較高。利用小時來看，分布式光伏發(fā)電小時明顯低于集中式光伏，如浙江分布式光伏平均利用小時約690小時，比集中式光伏平均利用小時少300小時左右。

成本收益方面，分布式光伏絕大多數(shù)沒有參與市場，上網電價目前基本為當?shù)厝济喊l(fā)電基準價。目前，分布式光伏平均投資成本已降至3元/W左右，新并網的全額上網分布式光伏項目收益率已相當可觀;對于自發(fā)自用、余電上網項目，由于可以抵扣工商業(yè)用電，收益率更高。預計未來，分布式光伏成本將繼續(xù)下降，若保持現(xiàn)有電價政策，收益水平將進一步提升。

二、分布式光伏參與電力市場現(xiàn)狀及問題

目前，分布式光伏上網電量由電網企業(yè)全額收購。2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局公布了首批26個分布式電源市場化交易的試點名單。目前，僅山東、江蘇等部分地區(qū)在地方政府推動下開展了分布式光伏就近交易。

隨著國家分布式光伏的高速發(fā)展和集中式新能源入市比例的不斷提升，國家層面政策要求推動分布式光伏市場化交易。也就是說，未來新建分布式光伏很可能不再為保障性收購，將以市場化作為主要消納形式。

分布式光伏快速發(fā)展要求加快入市步伐。要以市場機制優(yōu)化資源配置，隨著光伏組件成本快速下降，保障性收購模式下，分布式光伏將獲得超額收益，將產生高昂的系統(tǒng)消納成本。需要準確把握分布式光伏發(fā)展已經從量變走向質變的新形勢、新變化，以完善的分時價格信號和消納成本疏導機制，更好體現(xiàn)分布式光伏綜合價值，更好承接入市，促進資源高效和優(yōu)化配置，科學引導產業(yè)發(fā)展節(jié)奏和布局優(yōu)化。同時，外向型企業(yè)為滿足出口產品競爭，高耗能企業(yè)為完成能耗雙控指標等需求，存在較強的綠電購買需求，主要集中在東中部沿海地區(qū)，這些省份也是分布式光伏富集省份。但上述區(qū)域本地新能源資源特別是市場化消納的新能源相對有限，企業(yè)綠電購買需求難以滿足。依托市場機制，通過推動分布式光伏參與綠電市場，暢通新能源供給消納渠道，更好滿足用戶需求，并充分兌現(xiàn)分布式光伏環(huán)境價值。

分布式光伏參與市場多年來難以取得實質性進展，主要由于政策制度尚未理順、市場機制和管理模式等不健全，有待解決以上多方面問題。

法律法規(guī)方面，分布式光伏入市與現(xiàn)有保障性收購要求相矛盾。推動分布式新能源入市，需要與集中式新能源入市統(tǒng)籌考慮，大量省份缺乏新能源入市的政策指引、路徑設計和實施細則。價格機制方面，反映分布式光伏價值的分時價格機制不健全，在現(xiàn)有模式下推動新能源入市，部分未開展分時段交易的省份分布式光伏價格可能對標火電市場交易價格，價格不降反升。市場機制方面，現(xiàn)有市場機制難以適應“裝機規(guī)模小、分布規(guī)律散”的分布式光伏項目特征，不同規(guī)模、主體的分布式光伏“可觀可測可調可控”能力存在較大差異，需要更系統(tǒng)、精細和具有可操作性的市場機制設計。系統(tǒng)調節(jié)方面，分布式光伏未公平承擔系統(tǒng)調節(jié)成本，與集中式新能源權責不對等，僅部分地區(qū)探索推動分布式光伏配建儲能。

三、分布式光伏參與電力市場關鍵機制設計

考慮到分布式光伏涉及主體特別是戶用自然人主體數(shù)量較大，涉及光伏扶貧等諸多政策，貼近民生，推動分布式光伏參與電力市場，需要做好頂層設計，確保穩(wěn)妥起步，逐步化解相關矛盾。市場設計中，應注重以下幾方面：

一是明確市場導向。一方面，雙碳目標和新型電力系統(tǒng)建設等能源轉型政策要求積極推動分布式光伏發(fā)展;另一方面，現(xiàn)有分布式光伏的管理機制使得系統(tǒng)接納能力日益不足，“搭便車”現(xiàn)象造成的問題日益突出，不利于行業(yè)長期健康發(fā)展。需要在政府和市場主體之間進一步凝聚共識，加快推動分布式光伏通過市場化交易實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

二是注重合理公平。當前，分布式光伏主要以保障性收購為主，基本不承擔系統(tǒng)調峰成本，以及輔助服務費用、政府性基金及附加等其他運行成本。推動分布式光伏入市，首先引導其合理公平承擔系統(tǒng)消納成本。其中，對于調峰成本，應主要通過分時價格形式體現(xiàn);對于調頻等輔助服務類成本、政府性基金等類型成本，以及配儲等政策要求，可與集中式新能源采用相似要求。

三是做好分類執(zhí)行。不同分布式光伏項目在接入電壓等級、裝機規(guī)模、調控條件等方面存在較大差異，需要進行差異化入市機制設計。一方面是新老劃斷，近期宜以推動增量分布式光伏入市作為工作重點，建立適應分布式光伏發(fā)展的市場交易機制;對存量分布式光伏，尤其是戶用項目，要做好與已有政策的銜接;另一方面是分接入電壓等級，對于接入較高電壓等級的主體通過聚合直接參與交易的模式引導其參與市場，對于數(shù)量龐大的接入低壓配電網的主體，則主要通過實現(xiàn)市場價格信號有效傳導的模式引導其參與市場。

四是注重分步實施，初期，市場機制、市場規(guī)則應盡量簡單，便于市場主體執(zhí)行，相關費用的疏導應簡單明了。執(zhí)行中，可推動不具備直接入市條件的分布式光伏接受市場價格;對于參與直接交易的工商業(yè)分布式光伏，應要求滿足一定的電壓等級、容量、調控條件，待相關機制更加成熟以后，再逐步放寬分布式光伏參與直接交易的準入條件。

最后，為引導新能源市場化可持續(xù)發(fā)展、做好計劃與市場的銜接，亟需發(fā)揮“有效市場、有為政府”作用，以政府授權合約等機制設計，保障新能源行業(yè)發(fā)展所需要的合理收益水平。

(關鍵字：光伏)