在前述文章中，我们分析的主角基本还是集中式电站，尤其是大型集中式的光伏电站。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
风电在全天的出力分布相比光伏项目并不会过于集中，所以在一些火电定价的交易周期都可以搭上高价的便车。如果自身中长期及短期功率预测，现货价格预测做的还不错，那么单靠市场化的收益可能就已经很可观了。
光伏的发电就受限于自己的出力曲线，而且不论是集中式还是分布式，白天出力集中的特点也会加剧部分交易时段的低电价。
分布式发电量增加，会降低系统的净负荷需求，因为部分企业用电被自发自用电量所占据。
集中式发电量增加，又提高了系统的源侧供给，叠再加边际成本为零的属性，最终导致就是各种地板价。
有关136号文件落地后的集中式光伏电站，我们已经写过很多，但同样都是新能源的难兄难弟，也不能忘了分布式，何况这还是用户侧的元素。
今天，在这个系列的尾声，我们就分析一下，新能源电量全面入市后会对分布式光伏项目带来何种影响。
全额上网项目
容量虽小，但依然是全额上网类型的分布式项目，就是小型的集中式。
可以自主选择参加市场交易，或者找一个“代理机构”进行聚合交易。
这就有点类似工商业用户，虽然各地现在对于能够直接参与交易的门槛还有些限制，但一个成熟的市场，理应让用户在批发和零售市场内自由选择。
把这个道理放在小散的集中式项目上，就是将所有上网电量聚合成一个单元来参与市场交易。
不过这里可能要有一个位置上的限制，那就是被聚合的小型集中式电站的接入点应该在同一个电力市场节点下。
目前多数省份电力市场节点最低电压等级也是220kV，而小散的集中式项目电压等级多是0.4kV，再高也就是10kV，它们所接入的配网只要是在同一个节点下即可聚合。
之所以我觉得要有这样的划分，是因为现货市场中发电侧执行的价格是节点电价，倘若一个聚合商所代理的电源点在多个节点下，那么势必还是要分别计量，单独结算，莫不如从交易单元上就划清界限。
聚合上网电量之后，参与市场交易的方式就和一个大型的集中式光伏电站一致了，只不过功率预测的难度前者会远高于后者。
而且，前述文章我们分析过，如果一个光伏电站想要更好地参与市场交易，那么中长期功率预测和短期功率预测都要做好，否则很难在中长期市场以及日前市场有所作为，而只能成为被动接受实时市场价格的角色。
而场外的价格结算机制，存量项目延续当前政策，就相当于把现在的政府授权合约换一个形式，合约电量≈机制电量，合约电价≈机制电价。
如果目前某个分布式电站还是全电量执行授权合约的话，其实也可以在市场内躺平，接受实时市场价格，因为结算电费的时候基本就是发电量×机制电价。
所以我觉得136号文的执行对存量的小集中式项目影响不大，而且聚合交易成本也不低，功率预测也不好做，不如就趟着好了。
增量项目就有点难说，毕竟涉及到机制电价的竞价，是否会给属于分布式范围的集中式光伏电站单独组织竞价还不得而知，但同样因为场内的交易不好做，就算全电量纳入机制电量范围，最后可能获取的收益也仅仅是机制执行期限内的发电量×机制电价+非执行期限内的发电量×实时市场价格。
能否到达投资标准还不好说，我自感这类增量项目在新政下的生存空间不大。
余量上网
对于余量上网的光伏电站，如果不是过多的上网电量比例的话，那么收益的大头还是在于自用电量的抵消。
用余量去参与市场交易的不确定性更大，本身预测小散电站聚合起来的发电量就够难了，现在还要减掉更加难以预测的自用电量部分。
这些类余量打捆后该如何定自己的中长期交易曲线，如何确定自己的日前申报曲线，绝对是一个难题。
所以，大概率的结果是，这类电站的余量上网电量也将接受实时市场价格，没有什么可操作的交易空间。
对于存量项目，延续当前政策，按燃煤基准价全额收购的，相当于上网电量=机制电量，燃煤基准价=机制电价。
如果是部分上网电量执行政府授权合约，部分上网电量市场化交易，那就以相同的比例执行即可。
而对于增量的余量上网项目，我觉得就不要过于苛求余量上网电量的那点收益了。
结合年前《分布式光伏开发建设管理办法》对于自用比例的要求，再结合136号文对于新能源参与市场交易的改进以及增量项目机制电价的竞价方式，显然是在从行政和市场两方面来控制余量上网项目的上网电量比例。
而且，增量项目的余量上网电量能否全额纳入机制范围，竞价形成的机制电价相较于燃煤标杆价能够降低多少都还不得而知。
所以增量项目还是以全额自用为主吧，别太多考虑余量上网的电量该怎样获取更多的收益，怎么考虑发电曲线和用户负荷曲线的匹配我觉得更重要。
自发自用与搁浅成本
我们在本系列第一篇文章中讲述新能源电站时介绍过一个概念叫做搁浅成本。
当时也留了一个话题，那就是一个自发自用的分布式光伏发电项目，如果建站时的用户侧分时电价政策在电站建成运行后修改了，比如出现了午间谷电，影响了自用电量收益，那么这算不算搁浅成本？
我觉得不算，因为用户侧分时电价政策的执行并不服务于自用电量定价，这不像集中式电站的上网电价批文，并没有点对点的针对性。
光伏开发商和业主之所以能达成能源管理合同，是参照了分时电价政策，但并没有文件要求双方一定要按照这个政策来签约，所以政策的修改虽然影响了光伏自用电量收益，但我觉得这并不构成搁浅成本，而是自发自用项目选择的定价方式所引起的。
回归就地属性
对于分布式光伏项目的未来，我还是建议回归其就地消纳电源的属性。
就地消纳这个属性好理解，毕竟增量项目各地都会明确自用电量比例，大型的工商业项目原则上还要求全额自用。
虽然在现货运行的地区大型公共商业项目还可以选择自发自用、余量上网，但上网电量可能接受的市场价格非常有限，而常规市场交易动作又不适合余量上网电量，那么还装那么大的容量干嘛。
另一个属性就是电源属性，单推分布式光伏项目在今后或许有些单薄，把其作为本地电源，再结合工商业储能、可控负荷以及网侧交换功率来构建用户侧的“源网荷储”是个可选的思路。
而此时再发生的“余量上网”电量就具备了“可控和可调”的属性，而聚合这样的资源再来到电力市场，可操作的空间就会大很多。
总之，136对于分布式的影响不能说没有，但可能还是要参照集中式最后呈现的一些结果，分布式遵照即可。
而对于增量项目，不论是全额上网还是余量上网类型，想要靠上网电量来获取不错的回报真的比较难，所以努力把自己变成可控电量后再去参与市场交易或许才是出路。
这也就要求分布式的余量电，要努力成为“聪明电”。
