唐程辉 国网能源研究院有限公司
我国正处于推动新能源入市，尤其是分布式光伏入市的关键窗口期。本文上篇选取美国加利福尼亚州、纽约州，德国、澳大利亚作为案例，分析其分布式光伏入市最重要、最典型的机制设计，总结对我国的启示。本文为下篇，主要介绍分布式光伏参与市场的国内机制设计思考。
分布式光伏上网模式包括“全额上网”“自发自用、余电上网”和“全部自发自用”，分布式光伏参与市场指的是上网电量部分。目前，分布式光伏参与市场已经历完全保障性收购和探索开展市场交易两阶段。
阶段一 2021年前：完全保障性收购阶段
2021年前，分布式光伏不参与市场，实践中仅极少数电量开展了市场化交易探索。
政策层面，分布式光伏上网电量由电网企业全额收购。2009年，我国《可再生能源法（修正案）》要求，“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”。2016年，国家发展改革委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号），明确“可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分”，“生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网企业全额收购”。保障性收购意味着电网企业以当地燃煤基准价结算上网电量，价格与电力市场无关。
实践层面，初步探索分布式光伏市场化交易机制。2017年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），提出分布式发电项目与就近用户进行交易，后公布了首批试点名单。该阶段的分布式发电市场化交易即“隔墙售电”，由于政策中“过网费”按照参与交易购售双方所在电压等级差核算，未考虑用户应承担的交叉补贴、政府性基金及附加、电网备用等合理成本，存在较大争议。仅山东、江苏等极少数地区实际开展了试点，交易规模极小，未形成具有推广潜力的典型模式。
阶段二 2021年后：探索开展市场交易阶段
2021年后，政策层面要求健全分布式发电市场化交易机制，实践中以绿电交易为机遇，部分地区推动分布式光伏参与市场交易。
政策层面，提出推动分布式光伏参与电力市场。随着分布式光伏的高速发展和集中式新能源入市比例的不断提升，国家相关政策要求推动分布式光伏市场化交易。2021年11月，第十九届中央深改会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，文件于2022年1月正式下发，提出“健全分布式发电市场化交易机制”。近年来，电力市场相关政策文件多次提出鼓励、推动分布式光伏参与市场，如表1所示。其中，今年5月，国家能源局下发《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》（国能发电力〔2024〕44号），提出“探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易”。
表1：近年来电力市场政策文件中关于分布式光伏参与市场的相关要求
实践层面，浙江、江苏、安徽、山东等分布式光伏大省探索了聚合参与绿电交易和接受市场价格两种入市模式。聚合参与绿电交易方面，2021年，我国启动绿电交易，浙江为满足省内企业绿电需求，推动分布式光伏聚合参与绿电市场。由于绿电交易初期新能源项目能够通过环境价值获得相比燃煤基准价更高的价格，省内出口型企业具有较强的绿电购买需求，推动分布式光伏参与绿电市场形成双赢格局。2023年，浙江分布式光伏绿电交易电量超过10亿千瓦时。今年2月，江苏达成首笔分布式光伏聚合参与绿电交易，成交电量为9.8万千瓦时。5月，安徽组织长丰下塘工业园3家分布式光伏聚合参与绿电交易，成交电量为9.2万千瓦时。上述绿电交易输配电价均按照国家核定按用户所在电压等级的输配电价标准收取。接受市场价格方面，今年6月，山东印发《关于有关事项的补充通知》（鲁发改能源函〔2024〕87号），推动6兆瓦及以上工商业“自发自用、余电上网”分布式光伏上网电量按当月集中式光伏实时市场加权均价结算。
未来，随着以市场为引导的新能源发展需求的持续提升，国家层面将有序推动新能源参与电力市场，分布式光伏入市将进入新阶段。
分布式光伏入市设计的关键，是通过形成合理的价格信号引导分布式光伏发展契合电力系统和社会发展需要，并有效控制政策理解、交易组织、计量结算等带来的交易成本，保障其与现有政策的有效衔接。目前，由于分布式光伏自身特性和电力市场建设条件等因素，入市设计存在三大难点。
一是分布式光伏具有“数量多、分布广”的特点，直接套用集中式新能源参与市场机制将造成巨大交易成本。目前，我国各地集中式新能源在具备调控、计量条件前提下，按照市场规则，在中长期市场中考虑不同时间周期量、价，通过双边协商、集中竞价、挂牌和滚动撮合四种方式参与交易；在现货市场中采用报量不报价、报量报价等方式参与集中竞价。我国分布式光伏分为工商业项目和户用项目（以下简称工商业光伏、户用光伏），一方面，总体项目数量超过500万，远高于现有交易机构注册发电主体数量（低于5万）。另一方面，相比于集中式项目，分布式光伏调控、计量条件相对较差。考虑以上因素，若采用与集中式光伏相似的入市方式、调控和计量要求，将造成巨大的交易成本，人力、物力、财力难以支撑，不具备可操作性。因此，参考国外经验，分布式光伏和集中式新能源入市必须进行差异化设计，分布式光伏入市需要更系统、精细和具有可操作性的机制设计。
二是我国“自发自用、余电上网”分布式光伏存在多种用电价格机制，需着重做好上下网电价机制协调。采用“全额上网”的分布式光伏，项目为独立发电单元，与用户用电网络无关。采用“自发自用、余电上网”的分布式光伏，光伏设备与用户用电是一个整体，是典型的“电力产消者”，如表2所示，我国“自发自用、余电上网”的分布式光伏对应用户用电共有四种价格形成机制。在设计上网电量参与市场机制时，必须与用电价格相协调，避免出现“激励不相容”。例如，采用固定电价零售套餐的用户在系统高峰时段通过储能设备充放电增加上网电量，以较低的零售价格充电获取较高的批发价格，这将降低全社会福利并损害售电公司利益。
表2：“自发自用、余电上网”的分布式光伏对应用户用电价格形成机制
三是现有电力市场支撑分布式光伏入市的整体条件尚存在不足，主要包括各类新能源入市协调、分时电价、系统调节成本分担等。各类新能源入市协调方面，目前，山东、江苏、浙江、安徽、河南分布式光伏装机较高的东中部省份，大部分新能源入市比例较低。分布式光伏难以“越过”集中式新能源实现超前入市。分时电价方面，部分省分时价格机制不健全，无法体现分布式光伏真实分时电能量价值，直接推动入市可能导致价格信号偏离。系统调节成本承担方面，与集中式新能源不同，分布式光伏普遍不参与辅助服务费用分担，与集中式新能源权责不对等。
做好集中式、分布式新能源参与市场的统筹设计。由国家层面统筹推动集中式、分布式新能源参与市场，可在设定项目建设时间过渡期的基础上，按照国际上“新老区别”的原则，推动新建集中式新能源、分布式光伏项目全电量入市；在保障政策延续性基础上，稳妥推动存量集中式新能源、工商业分布式光伏项目入市。考虑到推动新能源入市的目标是引导资源配置，而存量（自然人）户用项目主动进行调节的能力和作用有限，且贴近民生价格波动承受能力弱，在甄别“以自然人名义并网、实际为开发商运营”项目的前提下，不宜强制推动存量（自然人）户用项目参与市场。为保障分布式光伏入市后的合理收益，可研究建立政府授权合约机制，具体可见《南方能源观察》文章《以政府授权合约引导新能源市场化可持续发展》。
采用聚合参与批发市场、接受市场价格等方式设计分布式光伏入市机制。满足一定电压等级、容量、调控和计量条件的工商业光伏，可经聚合商代理后，参照集中式新能源模式参与电能量或绿电交易，如项目规模较大也可单独参与。可考虑按照110kV节点、供电台区等情况确定聚合范围，设计聚合商、被聚合分布式光伏准入条件。待相关机制更加成熟后，再逐步放宽相关准入条件。不具备上述条件的工商业光伏和户用光伏，可采用接受市场价格方式参与市场。未来，随着零售市场分时电价的不断成熟，可探索通过零售套餐的形式确定工商业光伏上网电价。
在理顺上下网价格形成机制的前提下设计聚合参与批发市场模式。市场初期，为平稳起步，浙江、江苏和安徽分布式光伏聚合入市采用“聚合上网电量”模式，即上网电量由聚合商聚合后参与批发市场，下网电量仍然采用表2所示的用电价格机制。该模式优点是不打破现有用电价格机制，易于起步，但由于上下网电价形成机制可能不同，需着重注意避免出现“激励不相容”。具备条件后，宜由聚合商同时代理用户上、下网电量，实现批发市场价格信号的充分传导，理顺上下网价格形成机制。
接受市场价格模式宜采用“加权分时段价格”，不具备分时计量条件的可暂时采用“平均价格”。本文提出三种接受价格模式，模式一：加权分时段价格。即对于每一个时段（如15分钟、1小时），将中长期价格、日前现货价格、实时现货价格，与聚合参与市场的分布式光伏（或参与市场的全部光伏）中长期、日前、实时结算电量进行加权平均，得到每时段的加权价格，接受市场价格的分布式光伏各时段上网电量执行对应时段价格。对于未开展现货市场运行的省（区、市），可参考聚合参与市场分布式光伏的中长期价格。模式二：实时现货价格。即对于已开展现货市场运行的省份，接受市场价格的分布式光伏各时段上网电量执行实时现货市场对应时段价格。模式三：平均价格。即价格采用聚合参与市场的分布式光伏市场加权平均上网电价。对比三种模式，如表3所示，模式一、二虽然都能准确反映系统分时价格，但模式一更有助于与聚合入市方式具备相同价格信号，同时价格波动性小，更易被经营主体接受。模式三的缺点是仅能反映分布式光伏平均的分时价格属性，无法主动引导分布式光伏项目按照系统供需进行调节，但优点是无需分时计量条件。因此，暂不具备分时计量条件的分布式光伏可选择采用模式三，待具备计量条件后，推荐采用模式一。
表3：分布式光伏接受市场价格模式价格形成机制比选
完善市场分时电价和辅助服务费用分担机制。市场分时电价方面，积极推动分时价格符合系统实际供需，推动发用两侧分时价格、分时交易、分时结算方面更加匹配。辅助服务费用分担方面，聚合参与市场的分布式光伏市场主体与其他市场主体共同承担市场运行费用，可参照集中式新能源有关要求设计相应规则。接受市场价格的分布式光伏上网电量，可参照光伏平均辅助服务费用分担水平执行。
编辑 姜黎
审核 何诺书
