自2017年國家發(fā)展改革和國家能源局啟動分布式發(fā)電市場化交易試點以來，我國電力系統(tǒng)發(fā)展發(fā)生了深刻重大的變化，特別是我國構建適應新能源占比不斷提高的新型電力系統(tǒng)任務的提出。因此，我們必須結合新形勢新要求，重新認識分布式可再生能源發(fā)電(Distributed Renewable Generation，簡稱DRG，不含小水電)市場化交易問題。筆者認為，當前還不適宜將DRG市場化交易作為一個經(jīng)濟學問題去思考，因為很多機制性邊界條件尚未解決，單純的經(jīng)濟學方案的可操作性將大打折扣。我國規(guī)模化開展DRG市場化交易至少要做好三項基礎性準備工作。考慮到分布式光伏是我國分布式發(fā)電主要形式，下文將直接針對分布式光伏發(fā)電進行分析。

界定DRG的范圍

2013年、2014年和2019年，國家能源局先后印發(fā)《關于印發(fā)分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法的通知》《關于進一步落實分布式光伏發(fā)電有關政策的通知》和《關于2019年風電、光伏發(fā)電項目建設有關事項的通知》等文件，對分布式光伏進行了界定。總結而言，我國分布式光伏項目通常具有以下特點：一是電壓等級在10千伏及以下;二是單點容量不超過6兆瓦(多點接入的，以最大為準);三是接入配電網(wǎng)并在所在變電臺區(qū)內(nèi)消納，不向上一級電壓等級電網(wǎng)反向送電。

為適應未來分布式光伏加快發(fā)展、規(guī)模化發(fā)展新形勢，當前對分布式光伏的界定需要在以下方面進一步完善。一是應該體現(xiàn)東中西部地區(qū)分布式光伏發(fā)電發(fā)展的差異性，對發(fā)展較快的東中部地區(qū)應考慮提高并網(wǎng)電壓等級和容量上限。二是應該結合分布式光伏發(fā)電用戶自消納的不同情況，對“全額上網(wǎng)、自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”不同情況，有針對性地采取不同措施。三是應該體現(xiàn)新型電力系統(tǒng)發(fā)展需要，特別是要面對屋頂光伏規(guī)模化發(fā)展、大規(guī)模用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷進入市場和虛擬電廠等新業(yè)態(tài)發(fā)展需求。

界定調(diào)控的責任

分布式光伏發(fā)電一旦開展市場化交易其屬性就將發(fā)生根本性變化，即其私用屬性變?nèi)酰脤傩?在某個配電范圍內(nèi)呈現(xiàn)出公用電源的公共服務屬性)變強。因此，參與電力市場交易的分布式光伏項目的調(diào)控、運行和管理需體現(xiàn)某個范圍內(nèi)的公共利益。當前，DRG項目主要是通過低壓并網(wǎng)，項目主要涉及配電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，需要與地方政府、用戶對接，因此在電網(wǎng)公司體系內(nèi)歸口在營銷部門。而開展電力市場交易，交易方案校核、系統(tǒng)安全校核主要由省級調(diào)度部門負責。當前，后者無法實現(xiàn)對DRG項目的“可觀”，更不用說“可測、可控”了。

在此背景下，參與市場化交易的分布式光伏項目應該逐步滿足調(diào)度系統(tǒng)的“可觀、可測、可控”要求。一是整合優(yōu)化現(xiàn)有調(diào)度和營銷系統(tǒng)，改變省級調(diào)度系統(tǒng)對低壓接入的分布式光伏發(fā)電項目“不可觀、不可測”的現(xiàn)狀，要求容量超過一定規(guī)模的(可根據(jù)各地配電網(wǎng)接納可再生能源發(fā)電情況具體確定)DRG項目接入調(diào)度系統(tǒng)，將擬參與市場化交易(也包含擬參與CCER)的分布式光伏項目納入調(diào)度系統(tǒng)。二是結合DRG項目容量和是否參與市場化交易等條件，完善對擬參與市場化交易分布式光伏項目的信息通信標準和調(diào)度運行規(guī)范。三是面對未來更大規(guī)模整縣屋頂分布式光伏、更多用戶側(cè)靈活性資源進入市場化交易的需求，我國應探索在分布式光伏發(fā)展較快的地方建立以縣域為平衡單元，做實這些縣域平衡單元，搭建起縣域平衡單元與周邊地區(qū)、省級調(diào)度系統(tǒng)的新型調(diào)度關系。

提升配電網(wǎng)配置能力

光能轉(zhuǎn)化為電能，通過配電網(wǎng)進行規(guī)模化配置，是可再生能源分布式規(guī)模化開發(fā)利用的主要途徑。配電網(wǎng)對分布式可再生能源發(fā)電的資源優(yōu)化配置平臺能力將成為影響我國DRG發(fā)展規(guī)模、發(fā)展速度和發(fā)展質(zhì)量的決定性因素。長期以來，我國電網(wǎng)建設服務于“西電東送”“遠距離大容量”輸電需求，超高壓、特高壓骨干網(wǎng)架隨著電源建設不斷加強和完善。相比而言，由于受到城鎮(zhèn)化加快推進、終端電氣化水平不斷提高、電力電子類負荷持續(xù)增多、用電需求多樣化等因素的影響，配電網(wǎng)發(fā)展始終面臨著如何與負荷增長相適應的難題。這突出表現(xiàn)為在“雙高”背景下的存量配電網(wǎng)增容改造和新增配電網(wǎng)合理規(guī)劃設計與投資建設節(jié)奏等方面。《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》提出，以電網(wǎng)為基礎平臺，增強電力系統(tǒng)資源優(yōu)化配置能力，提升電網(wǎng)智能化水平，推動電網(wǎng)主動適應量大面廣的分布式能源發(fā)展。《關于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》提出，全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力和靈活性;著力提高配電網(wǎng)接納分布式新能源的能力，發(fā)展分布式智能電網(wǎng)。

可見，分布式電源、靈活性調(diào)節(jié)資源的增加，勢必也要求配電網(wǎng)在結構形態(tài)、運行模式、規(guī)劃方法、評價標準等方面作出相應的改變，重點增強對可再生能源發(fā)電的配置能力。一是利用數(shù)字化、智能化技術以及電力電子技術，推動智能配電網(wǎng)、主動配電網(wǎng)、直流配電網(wǎng)建設，提高配電網(wǎng)接納新能源和多元化負荷的承載力和靈活性，促進新能源優(yōu)先就地就近開發(fā)利用。二是重視新型儲能、電動汽車和用戶側(cè)可調(diào)節(jié)負荷等靈活性資源利用，重視分布式發(fā)電與應用場景深度融合，提高源網(wǎng)荷儲集成一體化發(fā)展水平，提高可再生能源利用效率。三是研究制定和完善分布式智能配電網(wǎng)、直流配電網(wǎng)、新型儲能、用戶側(cè)靈活性資源互動、配電網(wǎng)運行安全等方面的標準體系，突出從多維度界定配電網(wǎng)對DRG的接納和配置能力關鍵指標和評價標準。四是研究和完善面向綜合能源、風光發(fā)電高不確定性和高變動性的新型規(guī)劃方法和設計規(guī)范，加強縣域配電網(wǎng)規(guī)劃，探索以縣域為平衡單元的規(guī)模合理、分層分區(qū)合理、安全可靠的新型配電網(wǎng)。五是加強和規(guī)范配電網(wǎng)消納新能源能力的年度公布機制，探索建立新能源消納能力與配電網(wǎng)成本監(jiān)審、輸配電價定價機制的聯(lián)動機制，提高電網(wǎng)企業(yè)對改善DRG消納和配置能力的積極性。

當然，僅僅做好這三方面準備工作還是不夠的。推動DRG市場化交易涉及電網(wǎng)企業(yè)、DRG業(yè)主、分布式發(fā)電用戶等眾多利益相關方。建議政府相關部門在出臺相關政策前，應廣泛調(diào)研，傾聽各方建議，廣泛征求意見，特別是在對DRG造成的系統(tǒng)投資成本回收機制、公備專線過網(wǎng)費征收標準、DRG和用戶側(cè)靈活性資源集聚參與電力市場等方面，爭取尋找到DRG市場化交易在當前的最佳平衡點。