中国储能网讯：

  成分的丰富，“潮流”的改变，都汇集到两个核心问题：如何影响投资模式？什么样的定价机制才能适配？

  “配电网需要更强的感知能力。”一位从业者认为，观测“潮流”的能力会影响配电网“可调可控”的能力。

  据了解，目前不少省区中低压配电网数字化程度相对较低，导致不少分布式光伏“隐藏”在负荷里。多位从业者介绍，集中式光伏可以做到调控单个场站，但大多数分布式光伏目前只能做到群调群控，或者进行前置性引导。

  一位电网企业从业人士指出，除了加强配电网设备智能化升级之外，还需要分布式光伏电站自身提升硬件条件。

  从无源配电网到有源配电网，需要对继电保护设施进行全面升级改造。“根据北方某省区的粗略估计，该省仅继电保护设施更新就需要投入数百亿元。”一位熟悉配电网投资的人士透露。

  为了让配电网对各种新业态“可观可测、可调可控”，还需要持续依托云平台、大数据、人工智能等数字化手段，实现海量分布式资源的全景感知和群调群控，这些投入都将推高电网投资成本。

  一位业内人士认为，对配电网来说，这些数字化手段在过去是锦上添花，在其复杂性增加的背景下，将逐渐成为刚需。

  配电网建设改造投资规模增加与利用率下降的矛盾是更为长远的挑战。

  张劲松提到，配套电网要按分布式光伏出力、电动汽车充电桩的最大接入需求设计，增加冗余度，而源网荷储新业态的发展降低了对大电网供电量的需求，却依然需要大电网提供保底备用，利用效率下降，系统成本增加。

  一位长期从事电网调控业务的人士举例说，投资一台变压器，原本运行效率能够达到70%—80%，但因为分布式光伏反送，该变压器的运行效率可能只有30%。“分布式光伏的电网投资主要用于服务能源绿色低碳转型，符合国家鼓励的投资方向，该类型投资应在输配电价核定时予以全额认定。”

  张劲松建议，新形势下，配电网高质量发展需要大量投资，需构建一套区别于传统以电量及可靠性提升为目标的投资价值评价体系。

  配售电研究专家吴俊宏认为，当前促进配电网发展最关键的是模式创新，让源网荷储多方得到协同发展。“引入社会资本，是一种解题思路。”

  《指导意见》指出，电网企业要持续加大配电网投资力度，鼓励多元主体投资配电网，创新投资方式。直接接入配电网的新能源场站、储能电站接网工程投资原则上由电网企业承担，对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的接网工程，相关主体可自主投资建设，并经双方协商同意，在适当时机由电网企业依法依规进行回购。

  多位业内人士认为，电网企业投资需考虑普遍服务，在部分项目中引入多元主体投资有望实现投资回报率最大化，进而提升投资效率。

  从地方政府的角度看，多主体参与配电网投资，能在一定程度上提高源网荷储的匹配度，同时利益分配的复杂性也将增加。

  有电力从业者介绍，他所理解的鼓励多元主体投资配电网与此前增量配电网有所不同，增量配电网是整个区域引入新的经营主体，某种程度上和电网企业处于同等地位。而鼓励多元主体参与配电网投资是经营主体以参股形式参与投资。比如，电网企业和多元投资主体共同成立园区综合能源服务公司投资配电网。

  “引入多元主体投资配电网最好是在增量区域，参与增量项目，需要在规划阶段就开展相关工作，提升源网荷储的匹配度，从而提高投资效率。”该从业者建议。

  另有电力从业者认为，一种可能的终极状态是分布式智能电网大部分时间不与大电网进行能量交换，大电网只作为电能质量的支撑。“核心问题在于，大电网提供的支持服务成本如何定价？”

  2023年10月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）提出，分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场。

  北京电力交易中心党总支书记、副总经理谢开在2024年经济形势与电力发展分析预测会上说，受光伏电源“午间大发、晚峰为零”特性影响，2023年时段性、局部性电力供应紧张时有发生，国家电网公司经营区域光伏发电日内最大波动2.59亿千瓦，系统晚峰保供难度持续增加。

  2023年国家电网公司经营区域内分布式光伏装机规模达2.3亿千瓦，占光伏装机的一半。谢开认为，这对部分省份电力平衡影响已从量变走向质变。

  谢开建议，推动分布式新能源市场化消纳，明确入市路径和关键机制。逐步引导分布式光伏参与市场，做好“身份”甄别认定，有效区分自然人和商业开发用户，推动分布式光伏以聚合或直接的方式参与电力交易或接受市场价格，合理承担辅助服务或配储等消纳成本，打通分布式电源参与绿电交易通道。

  “做市场的目的是使得资源配置最优化。”有电力从业者认为，配电网有海量的分布式资源，无论是电源还是负荷，都需要进行聚合，负荷聚合商接受主网，即批发市场的价格信号，然后再进行内部优化不失为一种选择。

  实际上，早在2017年11月，国家发展改革委、国家能源局就发布《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），提出分布式发电市场化交易的机制是分布式发电项目单位（含个人，下同）与配电网内就近电力用户进行电力交易，但近年来落地项目寥寥。

  分布式光伏电站入市意愿较低，普遍担忧入市后收益不及预期。有电力从业者建议，应当充分发挥分布式光伏的绿电属性，强调绿证作用，让分布式光伏电站得以获得环境权益收益。

  2023年7月，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号），将绿证核发范围拓展至分散式风电、分布式光伏发电项目的上网电量。

  2023年12月，国家能源局召开绿证核发工作启动会，共核发全国首批分布式光伏电力绿证108278张。

  江苏和广东是先行者。2024年2月20日，江苏省无锡市轩禾光伏科技有限公司售出一笔98兆瓦时分布式光伏绿电电量，是江苏省首笔分布式光伏绿电交易。2月22日，广东省粤泷发电公司屋面分布式光伏发电项目以“集中竞价、事后交易”的新方式完成绿电交易，是南方电网区域首个参与绿电交易的分布式光伏项目。

  在优化电价机制方面，《指导意见》提出，进一步完善分时电价机制，建立健全电动汽车居民充电桩分时电价机制；电力现货市场持续运行地区，推动根据现货价格信号动态调整峰谷时段划分，改善用户用电特性。

  分时电价的出台曾“刺痛”部分分布式光伏，原因是多地引入中午时分“低谷电价”，而光伏出力大部分处于这一“低谷电价”时期。

  但在多位从业者看来，动态调整峰谷价差，午间光伏大发时低价，引导充电桩在此时间充电，可以拉动配电网源网荷储更好地协同发展。

  此外，多位从业者介绍，现行分布式发电就近交易试点政策中，0.02—0.03元/度的“过网费”标准远低于合理输配电成本，难以有效回收电网容量和系统备用成本。涉及的交叉补贴也还缺乏合理的解决方案。

  《指导意见》提出，在评估分布式发电市场化交易试点基础上，研究完善更好促进新能源就近消纳的输配电价机制。

  有电力从业者认为，目前输配电价中的容量费用是针对主网设计的，未来需要考虑在系统运行费用中加入空间运行调节费用。“分布式智能电网接入大电网，大电网要为之留出备用容量，分布式智能电网应该为这部分备用容量‘买单’。”

  具体而言，不同地区可再生能源资源禀赋不同，分布式资源布局存在空间差异性，这使得不同地区对配电网的调节能力要求也不尽相同。当前主网层面现货市场节点电价可以体现空间差异性，但配电网层面没有对应的机制，而这也将大幅增加价格监管的复杂性。

  吴俊宏说：“在更小范围内核定输配电价是一种方向。要通过这些改变，让相关方有动力做好本地消纳和平衡。”

  也有相关从业者认为，输电和配电价格有诸多共同成本，配电网侧完全参照输电价格机制定价的可行性并不高。