中國儲能網(wǎng)訊：我國正處于推動新能源入市，尤其是分布式光伏入市的關(guān)鍵窗口期。本文上篇選取美國加利福尼亞州、紐約州，德國、澳大利亞作為案例，分析其分布式光伏入市最重要、最典型的機制設計，總結(jié)對我國的啟示。本文為下篇，主要介紹分布式光伏參與市場的國內(nèi)機制設計思考。
01.我國分布式光伏參與市場政策及交易現(xiàn)狀
分布式光伏上網(wǎng)模式包括“全額上網(wǎng)”“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”和“全部自發(fā)自用”，分布式光伏參與市場指的是上網(wǎng)電量部分。目前，分布式光伏參與市場已經(jīng)歷完全保障性收購和探索開展市場交易兩階段。
階段一 2021年前：完全保障性收購階段
2021年前，分布式光伏不參與市場，實踐中僅極少數(shù)電量開展了市場化交易探索。
政策層面，分布式光伏上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)全額收購。2009年，我國《可再生能源法（修正案）》要求，“國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度”。2016年，國家發(fā)展改革委發(fā)布《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號），明確“可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目年發(fā)電量分為保障性收購電量部分和市場交易電量部分”，“生物質(zhì)能、地熱能、海洋能發(fā)電以及分布式光伏發(fā)電項目暫時不參與市場競爭，上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)全額收購”。保障性收購意味著電網(wǎng)企業(yè)以當?shù)厝济夯鶞蕛r結(jié)算上網(wǎng)電量，價格與電力市場無關(guān)。
實踐層面，初步探索分布式光伏市場化交易機制。2017年，國家發(fā)展改革委、國家能源局發(fā)布《關(guān)于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》（發(fā)改能源〔2017〕1901號），提出分布式發(fā)電項目與就近用戶進行交易，后公布了首批試點名單。該階段的分布式發(fā)電市場化交易即“隔墻售電”，由于政策中“過網(wǎng)費”按照參與交易購售雙方所在電壓等級差核算，未考慮用戶應承擔的交叉補貼、政府性基金及附加、電網(wǎng)備用等合理成本，存在較大爭議。僅山東、江蘇等極少數(shù)地區(qū)實際開展了試點，交易規(guī)模極小，未形成具有推廣潛力的典型模式。
階段二 2021年后：探索開展市場交易階段
2021年后，政策層面要求健全分布式發(fā)電市場化交易機制，實踐中以綠電交易為機遇，部分地區(qū)推動分布式光伏參與市場交易。
政策層面，提出推動分布式光伏參與電力市場。隨著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，國家相關(guān)政策要求推動分布式光伏市場化交易。2021年11月，第十九屆中央深改會第二十二次會議審議通過《關(guān)于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，文件于2022年1月正式下發(fā)，提出“健全分布式發(fā)電市場化交易機制”。近年來，電力市場相關(guān)政策文件多次提出鼓勵、推動分布式光伏參與市場，如表1所示。其中，今年5月，國家能源局下發(fā)《關(guān)于做好新能源消納工作 保障新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（國能發(fā)電力〔2024〕44號），提出“探索分布式新能源通過聚合代理等方式有序公平參與市場交易”。
表1：近年來電力市場政策文件中關(guān)于分布式光伏參與市場的相關(guān)要求
實踐層面，浙江、江蘇、安徽、山東等分布式光伏大省探索了聚合參與綠電交易和接受市場價格兩種入市模式。聚合參與綠電交易方面，2021年，我國啟動綠電交易，浙江為滿足省內(nèi)企業(yè)綠電需求，推動分布式光伏聚合參與綠電市場。由于綠電交易初期新能源項目能夠通過環(huán)境價值獲得相比燃煤基準價更高的價格，省內(nèi)出口型企業(yè)具有較強的綠電購買需求，推動分布式光伏參與綠電市場形成雙贏格局。2023年，浙江分布式光伏綠電交易電量超過10億千瓦時。今年2月，江蘇達成首筆分布式光伏聚合參與綠電交易，成交電量為9.8萬千瓦時。5月，安徽組織長豐下塘工業(yè)園3家分布式光伏聚合參與綠電交易，成交電量為9.2萬千瓦時。上述綠電交易輸配電價均按照國家核定按用戶所在電壓等級的輸配電價標準收取。接受市場價格方面，今年6月，山東印發(fā)《關(guān)于<關(guān)于推進分布式光伏高質(zhì)量發(fā)展的通知>有關(guān)事項的補充通知》（魯發(fā)改能源函〔2024〕87號），推動6兆瓦及以上工商業(yè)“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”分布式光伏上網(wǎng)電量按當月集中式光伏實時市場加權(quán)均價結(jié)算。
未來，隨著以市場為引導的新能源發(fā)展需求的持續(xù)提升，國家層面將有序推動新能源參與電力市場，分布式光伏入市將進入新階段。
02.分布式光伏入市設計難點分析
分布式光伏入市設計的關(guān)鍵，是通過形成合理的價格信號引導分布式光伏發(fā)展契合電力系統(tǒng)和社會發(fā)展需要，并有效控制政策理解、交易組織、計量結(jié)算等帶來的交易成本，保障其與現(xiàn)有政策的有效銜接。目前，由于分布式光伏自身特性和電力市場建設條件等因素，入市設計存在三大難點。
一是分布式光伏具有“數(shù)量多、分布廣”的特點，直接套用集中式新能源參與市場機制將造成巨大交易成本。目前，我國各地集中式新能源在具備調(diào)控、計量條件前提下，按照市場規(guī)則，在中長期市場中考慮不同時間周期量、價，通過雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌和滾動撮合四種方式參與交易；在現(xiàn)貨市場中采用報量不報價、報量報價等方式參與集中競價。我國分布式光伏分為工商業(yè)項目和戶用項目（以下簡稱工商業(yè)光伏、戶用光伏），一方面，總體項目數(shù)量超過500萬，遠高于現(xiàn)有交易機構(gòu)注冊發(fā)電主體數(shù)量（低于5萬）。另一方面，相比于集中式項目，分布式光伏調(diào)控、計量條件相對較差。考慮以上因素，若采用與集中式光伏相似的入市方式、調(diào)控和計量要求，將造成巨大的交易成本，人力、物力、財力難以支撐，不具備可操作性。因此，參考國外經(jīng)驗，分布式光伏和集中式新能源入市必須進行差異化設計，分布式光伏入市需要更系統(tǒng)、精細和具有可操作性的機制設計。
二是我國“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”分布式光伏存在多種用電價格機制，需著重做好上下網(wǎng)電價機制協(xié)調(diào)。采用“全額上網(wǎng)”的分布式光伏，項目為獨立發(fā)電單元，與用戶用電網(wǎng)絡無關(guān)。采用“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的分布式光伏，光伏設備與用戶用電是一個整體，是典型的“電力產(chǎn)消者”，如表2所示，我國“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的分布式光伏對應用戶用電共有四種價格形成機制。在設計上網(wǎng)電量參與市場機制時，必須與用電價格相協(xié)調(diào)，避免出現(xiàn)“激勵不相容”。例如，采用固定電價零售套餐的用戶在系統(tǒng)高峰時段通過儲能設備充放電增加上網(wǎng)電量，以較低的零售價格充電獲取較高的批發(fā)價格，這將降低全社會福利并損害售電公司利益。
表2：“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的分布式光伏對應用戶用電價格形成機制
三是現(xiàn)有電力市場支撐分布式光伏入市的整體條件尚存在不足，主要包括各類新能源入市協(xié)調(diào)、分時電價、系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本分擔等。各類新能源入市協(xié)調(diào)方面，目前，山東、江蘇、浙江、安徽、河南分布式光伏裝機較高的東中部省份，大部分新能源入市比例較低。分布式光伏難以“越過”集中式新能源實現(xiàn)超前入市。分時電價方面，部分省分時價格機制不健全，無法體現(xiàn)分布式光伏真實分時電能量價值，直接推動入市可能導致價格信號偏離。系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本承擔方面，與集中式新能源不同，分布式光伏普遍不參與輔助服務費用分擔，與集中式新能源權(quán)責不對等。
03.推動我國分布式光伏入市設計思考
做好集中式、分布式新能源參與市場的統(tǒng)籌設計。由國家層面統(tǒng)籌推動集中式、分布式新能源參與市場，可在設定項目建設時間過渡期的基礎(chǔ)上，按照國際上“新老區(qū)別”的原則，推動新建集中式新能源、分布式光伏項目全電量入市；在保障政策延續(xù)性基礎(chǔ)上，穩(wěn)妥推動存量集中式新能源、工商業(yè)分布式光伏項目入市?？紤]到推動新能源入市的目標是引導資源配置，而存量（自然人）戶用項目主動進行調(diào)節(jié)的能力和作用有限，且貼近民生價格波動承受能力弱，在甄別“以自然人名義并網(wǎng)、實際為開發(fā)商運營”項目的前提下，不宜強制推動存量（自然人）戶用項目參與市場。為保障分布式光伏入市后的合理收益，可研究建立政府授權(quán)合約機制，具體可見《南方能源觀察》文章《以政府授權(quán)合約引導新能源市場化可持續(xù)發(fā)展》。
采用聚合參與批發(fā)市場、接受市場價格等方式設計分布式光伏入市機制。滿足一定電壓等級、容量、調(diào)控和計量條件的工商業(yè)光伏，可經(jīng)聚合商代理后，參照集中式新能源模式參與電能量或綠電交易，如項目規(guī)模較大也可單獨參與?？煽紤]按照110kV節(jié)點、供電臺區(qū)等情況確定聚合范圍，設計聚合商、被聚合分布式光伏準入條件。待相關(guān)機制更加成熟后，再逐步放寬相關(guān)準入條件。不具備上述條件的工商業(yè)光伏和戶用光伏，可采用接受市場價格方式參與市場。未來，隨著零售市場分時電價的不斷成熟，可探索通過零售套餐的形式確定工商業(yè)光伏上網(wǎng)電價。
在理順上下網(wǎng)價格形成機制的前提下設計聚合參與批發(fā)市場模式。市場初期，為平穩(wěn)起步，浙江、江蘇和安徽分布式光伏聚合入市采用“聚合上網(wǎng)電量”模式，即上網(wǎng)電量由聚合商聚合后參與批發(fā)市場，下網(wǎng)電量仍然采用表2所示的用電價格機制。該模式優(yōu)點是不打破現(xiàn)有用電價格機制，易于起步，但由于上下網(wǎng)電價形成機制可能不同，需著重注意避免出現(xiàn)“激勵不相容”。具備條件后，宜由聚合商同時代理用戶上、下網(wǎng)電量，實現(xiàn)批發(fā)市場價格信號的充分傳導，理順上下網(wǎng)價格形成機制。
接受市場價格模式宜采用“加權(quán)分時段價格”，不具備分時計量條件的可暫時采用“平均價格”。本文提出三種接受價格模式，模式一：加權(quán)分時段價格。即對于每一個時段（如15分鐘、1小時），將中長期價格、日前現(xiàn)貨價格、實時現(xiàn)貨價格，與聚合參與市場的分布式光伏（或參與市場的全部光伏）中長期、日前、實時結(jié)算電量進行加權(quán)平均，得到每時段的加權(quán)價格，接受市場價格的分布式光伏各時段上網(wǎng)電量執(zhí)行對應時段價格。對于未開展現(xiàn)貨市場運行的?。▍^(qū)、市），可參考聚合參與市場分布式光伏的中長期價格。模式二：實時現(xiàn)貨價格。即對于已開展現(xiàn)貨市場運行的省份，接受市場價格的分布式光伏各時段上網(wǎng)電量執(zhí)行實時現(xiàn)貨市場對應時段價格。模式三：平均價格。即價格采用聚合參與市場的分布式光伏市場加權(quán)平均上網(wǎng)電價。對比三種模式，如表3所示，模式一、二雖然都能準確反映系統(tǒng)分時價格，但模式一更有助于與聚合入市方式具備相同價格信號，同時價格波動性小，更易被經(jīng)營主體接受。模式三的缺點是僅能反映分布式光伏平均的分時價格屬性，無法主動引導分布式光伏項目按照系統(tǒng)供需進行調(diào)節(jié)，但優(yōu)點是無需分時計量條件。因此，暫不具備分時計量條件的分布式光伏可選擇采用模式三，待具備計量條件后，推薦采用模式一。
表3：分布式光伏接受市場價格模式價格形成機制比選
完善市場分時電價和輔助服務費用分擔機制。市場分時電價方面，積極推動分時價格符合系統(tǒng)實際供需，推動發(fā)用兩側(cè)分時價格、分時交易、分時結(jié)算方面更加匹配。輔助服務費用分擔方面，聚合參與市場的分布式光伏市場主體與其他市場主體共同承擔市場運行費用，可參照集中式新能源有關(guān)要求設計相應規(guī)則。接受市場價格的分布式光伏上網(wǎng)電量，可參照光伏平均輔助服務費用分擔水平執(zhí)行。
