近日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称《通知》），提出新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这是继1439号文后对电力体制改革的再一次升华与深化，能够有效解决消纳困难、资源错配等问题，从而促进新能源行业持续健康高质量发展，加速完善“能涨能跌”市场化价格形成机制。在能源绿色低碳转型和电力市场化改革的双重背景下，《通知》充分体现有效市场和有为政府的更好结合，对保障电力安全稳定供应、深化能源体制改革以及构建以新能源为主的新型电力系统意义重大。
本次新政对新能源参与市场的部署中，不再差别化对待集中式与分布式项目，而是全部推进改革范围。这也意味着分布式新能源，尤其是分布式光伏即将告别“温室”，在有竞争“温差”的市场环境中更健康、更有序地继续成长，迎接高质量发展阶段。
（文章来源：电联新媒 作者：章琳楹）
“蚂蚁围困大象”问题
分布式光伏发展初期，为鼓励其快速发展，国家出台了一系列扶持政策，从装机补贴、发电补贴，到免税优惠、减免接网费用等，对分布式光伏一路绿灯通行，上网电价可达0.7~0.8元/千瓦时，市场活力得以迅猛释放。随着光伏产业技术迭代，组件成本大幅下降，国家补贴逐步退场，分布式光伏自2022年起进入平价上网时期，由电网企业按照当地燃煤基准价全额收购。即便如此，分布式光伏依然凭借可观的收益，在业内掀起“晒着太阳就能赚钱”“拾到篮子里都是菜”的投资热潮。2020年至2023年，全国新增分布式光伏装机分别为15.52吉瓦、29.28吉瓦、51.11吉瓦、96.29吉瓦，几乎每年都在翻倍。截至2024年9月底，全国分布式光伏累计装机达3.4亿千瓦，占光伏总装机的44%。
如此大规模接入低压的分布式光伏已经对局部电网带来“蚂蚁围困大象”的严峻挑战。2023年6月，山东等6个省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估，结果显示超过150个地区分布式光伏已无新增接入空间，即暂停报装的“红区”，2024年下半年以来，先后又有9省36地发布暂停备案文件，“红区”不断扩大，其产生的电网安全压力与调节成本几乎成为系统不能承受之重。而同一时期，欧洲的分布式光伏已开始尝试通过垂直安装模式保持更高的市场价值，而非一味地追求高发电量。
分布式光伏的入市路径
在此背景下，推动分布式光伏参与市场化交易成为破解并网与消纳问题，构建高效、稳定且可持续能源体系的关键手段。考虑到目前有不少分布式光伏项目是以自然人名义备案、由企业实际运营的“包装产品”，很难分辨项目业主到底是自然人还是企业，《通知》并未对集中式与分布式光伏、分散式风电实行差异化的政策，而是统称为新能源项目，明确其参与现货市场以及中长期交易的方式，旨在利用市场价格信号激发竞争活力、引导投资方向，助力“双碳”目标实现。
首先，《通知》提及的通过市场交易形成的新能源项目上网电价，不包含各类补贴，对享受财政补贴的分布式光伏，执行价、补分离，在面临上网电价随行就市风险的同时，依然能够确保时效期间的补贴收益。其次，《通知》建立了新能源可持续发展价格结算机制，即在结算环节建立具有支持性的差价结算机制，当市场交易价格低于一定水平（机制电价）时，给予分布式光伏差价补贴，高于一定水平时则相应扣除，进而稳定行业发展预期，保持合理的投资积极性。对存量项目，纳入机制的电量规模和机制电价与现行政策保持一致；对增量项目，则通过市场化竞价的方式确定电量规模和机制电价。
《通知》虽未直接明确分布式光伏是以发电主体身份直接参与市场交易还是通过聚合商代理参与，但从经济性与可操作性出发，除规模较大的项目外，绝大部分分布式光伏的上网电量，将由聚合商聚合后，与集中式项目平等地参与现货市场、中长期交易，以及参与可持续发展价格机制的竞价，并按聚合合同分配绿色环境权益价值。这无疑是一种更为高效和可行的入市路径，并将因此催生出源网荷储一体化、虚拟电厂等更多应用场景和商业模式，从而扩宽“就业”渠道、增强经济活力。
分布式入市的小“忧”与大“喜”
随着分布式光伏以及新能源的全面入市，市场拼图进一步完整，市场在资源配置中的决定性作用更好发挥，分布式光伏的投资建设与其电力电量，均将根据市场形势和价格信号，流动至最需要、最能发挥价值的地方，以提高整个电力系统的运行效率和经济性。
近期来看，市场内供给扩大，用户侧有望通过市场竞争享受到更多更低价的电能量与绿证，以减轻企业用电负担。对于经过充分论证与慎重决策后才建设投产的项目，市场竞争将进一步凸显其选址的优质性，特别是那些建在用户承受能力较强、可再生能源等各类电源发展较均衡地区的项目，有机会兑现更高的绿色环境价值、承担更低的“地板价”风险。远期来看，随着全国范围内现货市场建设不断“提速”，分布式光伏可以比集中式更为灵活地选择建设在负荷中心及附近，以获得极易因阻塞抬高的节点边际电价，这一种投资倾向性反过来还能有效缓解负荷中心的供需紧张或阻塞严重问题。同时，新能源利用率统计和考核再度“松绑”，新能源参与市场后因报价等未上网电量不再纳入新能源利用率统计和考核，地方的考核压力一旦减轻，叠加逐年递增的可再生电力消纳责任权重指标，仍将继续释放新能源新增装机空间，包括分布式光伏的增长需求。
但是，如果项目一味追求补贴而完全未考虑位置信号，在补贴力度大的区域“大跃进”“大呼隆”式上马，入市后或将面临量价波动引发的收益不确定性，甚至是所在节点价格长期低位导致的经营压力，为企业带来“阵痛”。从行业全局出发，市场正是一味“优胜劣汰”的良药，非优质的分布式光伏会被市场正常淘汰，促使光伏产业规避无序投资，回归理性、稳健的发展轨道，并刺激企业加大技术研发、系统集成等方面的投入，推动光伏技术进步和产业升级。
分布式的“成人礼”
上述对分布式光伏参与市场交易的讨论，均是基于项目所发电量上网消纳的情况。在畅想分布式蓝海市场的同时，也要意识到其发展的初衷，是利用屋顶、阳台以及公共建筑物等分散化、小面积的场地安装较小规模的光伏发电设施，主要特点是所发电量就近或就地利用，接入电网的电压等级较低，能够一定程度缓解台区用电紧张的局面，提高环保效益。但一旦分布式光伏所发电量上了网，尤其是集中汇流经大电网传输至另一台区或更远的负荷时，其能量利用形式和交易方式较集中式已没有明显的区别。在山东，存在部分时段户用光伏所发电量从380伏逐级升压，甚至向110千伏以上高电压等级电网反送电情况，与集中式光伏的接入电压相同。这更像是一种分布的集中式光伏，或新分布集中式光伏。汹涌澎湃的市场浪潮势必将分布式光伏推入发展新阶段，在这关键时期，其自身发展模式的优化升级、价格机制的健全完善以及基础设施的稳定夯实应相互配合、形成合力，共同为分布式光伏的“成人礼”保驾护航。
一是回归分布式的根本属性，强化就地消纳。市场风险或将倒逼分布式光伏回归“自发自用”“就近消纳”，但相应的行政、经济手段仍要同时发力。建议规范统一项目的立项审批，合理确定分布式光伏最高电压接入等级和上网电量额度，确保上网电量在台区内全部消纳。
二是完善分布式的价格机制，维护社会公平。对于拥有分布式光伏的用户，除已通过市场化形成的电能量价格外，其输配电价、系统运行费等定价方式仍待完善。建议对这一类用户实行单一容量制或两部制（加大容量电价占比）输配电价方式，并按实际用电量缴纳部分系统运行费、交叉补贴和基金附加。
三是加强分布式的基础设施，保障市场运行。分布式光伏若选择单独参与市场出清，申报、出清、计量、结算等各环节将面临“维数灾难”泥潭，市场秩序易紊乱。建议继续做好网络设备新建和改造工程，同时提升支持系统技术水平，实现向更低电压等级节点出清的功能升级。
新能源入市，是对分布式光伏一次意义深远的结构性调整，它既为优质项目开辟了更广阔的发展空间，也通过可持续发展价格结算机制确保了相对欠优的项目的生存根基。这一变革，绝非部分声音所述的“狼来了”的故事，而是光伏产业摆脱内卷、实现蜕变，促进其与整个电力系统和生态环境深度融合的关键契机。党的二十大报告中强调，必须牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念，站在人与自然和谐共生的高度谋划发展。新能源入市正是在这一理念指引下的积极实践，是推动能源领域与自然环境和谐共生、实现可持续发展的重要举措，必将为我们的美丽家园建设和经济社会的长远进步注入强大动力。
本文系《中国电力企业管理》独家稿件。
