本文约2600字，阅读时长12分钟，时间杠杆率=25[1]，随缘关注，江湖再见。一、分布式新能源的尽头‍‍‍‍前段时间，大家都在说AI的尽头是电力，那电力的尽头是什么呢？AI本身需要算力，算力背后是电力，电力作为二次能源，背后是更大范围的多种能源。

电力是一种特殊的商品，可以说，它的尽头是电力交易。大家都知道，生产电力需要发电厂，分发电力需要输配电网，使用电力需要终端用户。最终的电力消费，才是实现电力这个商品的价值所在。新一轮电改就是期望建立完善的电力市场机制，体现电力的商品属性，以满足全社会的电力消费需求。关于分布式新能源，我们从配电网和节能降碳的角度分析了不少。其实不难发现，以前的分布式新能源是卖货思路，通过技术迭代升级，成本降低，然后就产能过剩了。未来的分布式新能源将是交易思路，价值要靠自己挖掘，价格取决于供需匹配，收益交给市场评判。如果说配电网的限制是硬件层面的，那么软件层面的限制则来自电力市场机制。

二、政策迷雾

国家能源局于5月28日发布的《关于做好新能源消纳工作 保障新能源高质量发展的通知》指出：1、结合分布式新能源的开发方案、项目布局等，组织电网企业统筹编制配电网发展规划，科学加强配电网建设，提升分布式新能源承载力。2、指导督促市（县）级能源主管部门合理安排分布式新能源的开发布局，督促企业切实抓好落实，加强新能源与配套电网建设的协同力度。3、因地制宜推动新能源微电网、可再生能源局域网建设，提升分布式新能源消纳能力。4、（九）充分发挥电力市场机制作用。省级能源主管部门、国家能源局派出机构及相关部门按职责加快建设与新能源特性相适应的电力市场机制。优化省间电力交易机制，根据合同约定，允许送电方在受端省份电价较低时段，通过采购受端省份新能源电量完成送电计划。加快电力现货市场建设，进一步推动新能源参与电力市场。打破省间壁垒，不得限制跨省新能源交易。探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。建立健全区域电力市场，优化区域内省间错峰互济空间和资源共享能力。不久之后，国家能源局在6月4日发布了《电力市场注册基本规则（征求意见稿）》，除了传统的市场主体——发电企业，售电企业和电力用户之外，我们可以看到一些新加入的市场主体：储能企业，分布式电源，电动汽车充电设施，虚拟电厂、负荷聚合商。这些新主体的共同特点是什么？聚焦用户侧，参与电力市场。

今年4月1日起施行的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》也提到：

可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。保障性收购电量是指按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等相关规定，应由电力市场相关成员承担收购义务的电量。市场交易电量是指通过市场化方式形成价格的电量，由售电企业和电力用户等电力市场相关成员共同承担收购责任。

这个是很明显的政策信号，即要逐步过渡到市场交易，不能只依靠补贴了。

但其中也没有明确保障收购和市场交易的比例。

于是，我们进一步来看看地方政府的具体政策，首先是山东的。近日，《关于〈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)》提出：1、建立健全分布式光伏可开放容量发布机制，每月公开发布可开放容量信息，引导分布式光伏合理布局。2、鼓励试点开展6MW及以上工商业光伏发电项目开发建设。3、用电、光伏项目应在同一土地权属、同一用电主题范围内，不得对外转供电。4、光伏项目均需通过用电方变压器接入电网，并网模式可自主选择“全部自发自用”或“自发自用、余电上网”模式。其中，全部“全部自发自用”模式的，需安装防逆流装置；“自发自用、余电上网”模式的，上网电量按当月集中式光伏现货市场加权平均电价结算。5、光伏项目需配合电网企业安装采集、计量装置，确保发电出力、电量全部纳入统计，具备可观可测可调可控技术条件，接受电网统一调度，参与电力系统调峰。结论很简单，说人话就是：分布式光伏过剩啦，小的项目最好别做。我们鼓励大一点的项目，电压等级高一点最好，但转供电别想了，最好自发自用，想要并网也没关系，价格就只能被动接受了。装了光伏后，能不能上网还得看电网调度，不得随心所欲。总之，亏了别怪我。据国家能源局数据，截至2024年3月底，山东光伏发电累计并网容量6015.5万千瓦，其中集中式光伏电站1669.1万千瓦，分布式光伏4346.4万千瓦。这样的政策规则，是无奈之举，而且分布式光伏和电力市场基本上没有关系。

再看看广东的，相比来看，其政策更加友好。

5月28日，《广东省推进分布式光伏高质量发展行动方案》提出：1、广东分布式光伏应用场景丰富、开发潜力大，是未来一段时期我省可再生能源发展的重点。2、开发重点：园区全覆盖，公共机构、公共设施等宜装尽装，“分布式光伏+储能+微电网”的交通能源系统，城市建筑光伏，农村分布式光伏。支持鼓励统一规划，打包开发。3、电价方面，分布式光伏项目上网电价按照国家和省有关规定执行；支持分布式光伏项目参与绿电绿证交易，获得相应收益。4、分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金等针对电量征收的政府性基金，分布式光伏项目不收取系统备用容量费和其他相关并网服务费。5、原则上就近消纳，最好自发自用。不行的话，配建新型储能设施，电网也要适度超前谋划和加快配电网升级改造，以满足大规模分布式光伏接入需求。很明显，广东的可安装空间还不错，但作为现货交易排头兵的广东，也只是提出“支持分布式光伏项目参与绿电绿证交易”，而不是参与现货交易。其实广东和山东的区别，从下表中就可以看出，山东的存量分布式光伏比例太高了。

三、展望

综上来看，国家层面的政策明确了新能源，尤其是分布式新能源参加电力交易市场的必要性和重要性。

地方层面却好像没有接招，有的是被动参与市场，大部分没有提出明确的规则。我们一直在说产能过剩（光储危机——跌跌不休究竟为何？），其实只是站在生产和开发的角度。而要想实现这些分布式光伏和储能等新能源产品价值闭环，需要站在用户的角度，而这是无法绕开电力消费和交易的。虽然我们有不断下降的光伏组件和储能电池成本，但投资收益与回报更多取决于市场。可以说，如果没有可观的，可预期的电力交易政策，分布式新能源的发展将会愈发艰难。电改9年，我们的电力市场取得了长足的进步，但在适应分布式新能源的市场机制上，还欠缺很多。对于分布式新能源，可以看到的趋势和机会是：1、聚合交易：探索分布式新能源通过聚合代理等方式有序公平参与市场交易。为了拥有体量和话语权，以及可调度性。2、配储：分布式光伏+储能。为了更好的自发自用。3、配电网：基础设施升级，带来的生态繁荣——负荷聚合商，分布式光伏和储能，充电站和EV。至于分布式新能源是否适合参与电力现货交易，欢迎留下您的看法。

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