中国储能网讯：

入市渐近

  参与市场交易，被广泛认为是促进消纳、引导分布式光伏投资的良方。

  2023年10月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，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，探索参与市场的有效机制。

  2024年6月初，山东省能源局发布《关于推进分布式光伏高质量发展的通知有关事项的补充通知（征求意见稿）》，拟对2023年12月19日之后备案的6兆瓦及以上分布式工商业光伏“余电上网”部分上网电量按当月集中式光伏现货市场加权平均电价结算。

  业内人士认为，该征求意见稿给了一个信号，分布式光伏确实要进入市场。

  达摩克利斯之剑快要落下了。

  多位受访者认为，分布式光伏入市是不可阻挡的趋势，理想情况下，参与电力交易可以让新能源得到更有效消纳，而扩大消纳，新能源才能拥有更多的市场空间。现实层面，投资者普遍厌恶市场波动的风险。所有受访者均认为，入市会导致分布式光伏收益下降。

  分布式光伏分为工商业和户用两类，工商业“自发自用，余量上网”。入市之前，工商业余量上网和户用上网的电价均为当地的燃煤基准价，且不承担偏差考核、辅助服务和不平衡资金等费用。

  入市之后，分布式光伏的电价和电量都将存在不确定性，按照集中式光伏电站的入市经验，电价将呈下降趋势。同时，还要和其他市场主体一样承担偏差考核、辅助服务和不平衡资金等费用。

  姚峰说，推动分布式光伏入市的本意是希望通过供需市场化来解决消纳问题。但以河南午间发电为例，在用电负荷有限的情况下，如果让分布式光伏入市交易，会出现报低价“内卷”的现象。

  山东的分时电价起到了削峰填谷的效果。2024年7月24日13时10分，山东电网用电最高负荷达111.349吉瓦，创历史新高。然而，张晓斌说，山东众多用电大户是化工厂，全天24小时用电负荷呈一条直线，进一步削峰填谷，把晚间负荷“挪”到光伏大发时段空间有限。

  姚峰则认为，农业大省河南没有山东那么大的削峰填谷空间。

  2024年7月25日，中国光伏行业协会在温州举办的“光伏行业2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上，中国光伏行业协会名誉理事长王勃华发布了2024年上半年行业发展报告。报告指出，上半年我国多晶硅、硅片价格下滑超40%，电池片、组件价格下滑超15%。

  多位业内人士指出，虽然电池片、组件价格下滑，但是随着市场竞争更加激烈，市场开发费用等非技术成本持续增加，投资方、项目总承包方并不能完全获得电池片、组件价格下滑的收益。

  已投建并网的存量分布式光伏电站投资收益模型是按照原来“保量保价”消纳来测算的，如果现在要求其入市交易，会影响上下游。“特别是对农户来说，已经得到了数年甚至数十年的合约，如果入市，可能面临被毁约的风险。”姚峰说。

  一位河南电力从业者说，还要客观评估分布式光伏是否具有直接参与市场交易的能力。不同于集中式光伏电站可能配备专业的交易人员从事电力市场交易，分布式光伏电站往往体量较小，即使是工商业光伏电站也通常不超过6兆瓦，难以配备专人进行市场交易，同时也不具备天气、发电量预测的技术能力。

  前述机构投资者认为，从全国来看，分布式光伏电价的下行可能会带来电量的增长；入市之后，可以通过判断价格走势，建立新的投资收益模型。“希望‘靴子’快点落地，减小不确定性。”

交易方式选择

  北京电力交易中心副总经理谢开在2024年经济形势与电力发展分析预测会上建议，要推动分布式新能源市场化消纳，明确入市路径和关键机制，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。

  多位从业者建议，推动分布式光伏入市竞争，首先要进行“新老划断”，保证存量分布式光伏的投资收益模型不受影响。

  山东省能源局发布《关于推进分布式光伏高质量发展的通知有关事项的补充通知（征求意见稿）》以备案时间为分水岭，对“新老”项目做出了划分。

  中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎建议，合理合规推行隔墙售电，分布式光伏在台区内直接参与电力交易，按电压等级分担系统调节费用。

  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》，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。

  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/千瓦时的“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，涉及的交叉补贴也缺乏合理的解决方案。

  前述投资者认为，分布式光伏可以直接或聚合后参与批发市场交易，批发市场已有集中式光伏参与市场的成熟经验。

  更多受访者认为，分布式光伏更适宜做市场价格的接受者。

  姚峰建议，试点地区分布式光伏可以先按照集中式光伏电站前一年的中长期交易平均价格签订中长期交易合同，或者由电网企业搭配台区储能，电网企业保量收购分布式光伏发电，但是价格略低于燃煤基准价。以此作为过渡，而后分布式光伏再拿出部分“风险电量”参与市场。

  前述河南电力从业者建议，分布式光伏上网电量部分以报量不报价的模式签订政府授权合约。

  目前，我国电力市场对政府授权合约尚未有官方定义，但在山东、河南等地已有政府授权合约的应用。

  山东电力从业者曾对eo解释，山东居民和农业用电平日消纳不了这么多分布式新能源，需要通过政府授权合约将部分新能源卖给市场化用户。

  2024年1月，河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室发布的《关于河南省2024年电力交易有关事项的通知》提出，河南省风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求。剩余新能源电量按照政府授权中长期合约纳入电力中长期交易管理，上网电价执行河南省基准价，与市场化用户形成授权合约，优先其它交易电量结算。

  前述投资者建议，我国幅员辽阔，各省分布式光伏资源禀赋不尽相同，希望国家层面可以出台指导性文件，具体细节由各省因地制宜落实。