市场化交易难成光伏救命稻草

用“哀鸿遍野”这个词形容“531新政”对光伏行业的影响一点都不为过。6月6日，国家能源局新能源司与光伏行业协会部分企业代表的座谈会就光伏行业的健康发展提出了六点意见，“加大电力体制改革力度，切实推动分布式发电市场化交易试点”是其中非常重要、也是业内非常期待的一条措施，更有业内人士将市场化交易视为光伏产业新的春天。在去补贴的残酷背景下，给市场注入强心剂的心情可以理解，但理性分析，分布式发电市场化交易对提升光伏项目收益率的作用实在有限，而且是阶段性的。长期来看，光伏完全参与未来电力市场并具备和传统能源的竞争力还任重道远。

分布式发电市场化交易

对光伏收益提升的作用有限

新政下，对于有指标的项目补贴损失额度为0.05元/kWh，对于没有指标的项目补贴损失额度为0.37元/kWh(即考虑不拿补贴)。通过分布式发电交易手段对光伏收益提升的作用主要体现为：一是可以以相比标杆上网电价更高的价格卖给附近工商业用户;二是就近交易不用考虑交易范围以外的输配电价，减少了交易成本，但仍要考虑交易范围内的“过网费”。

在这一逻辑下，分布式发电市场化交易弥补“降补”的损失就很好计算了。通过分布式发电交易手段能拿回多少损失则主要取决于项目参与交易的电量、交易电价和“过网费”。而对于完全自我消纳的分布式光伏项目而言，由于没有余电能够参与交易，则享受不了市场化交易带来的红利，也就是说这类项目完全不能通过市场化交易弥补“降补”带来的损失。

所幸的是，在现有规则下，光伏参与分布式发电交易无需考核偏差电量和交易曲线，“过网费”在现有输配电价机制下也相对偏低。然而即便如此，项目通过分布式交易提升的收益也很有限，并不能完全抵消“降补”带来的收益损失。

未来电力市场环境下光伏市场

化交易将面临更残酷的事实

我国电力体制改革总体而言仍处于起步阶段，交易规则还比较简单，辅助服务市场对于电力交易的重要性和奖惩机制仍有待体现，输配电价机制的合理性也有待完善。然而当我国真正完成电力市场建设后，未来光伏参与分布式发电交易将面临更残酷的事实。

一是参与交易电量部分的“过网费”很可能比现在价格更高，并且考虑交叉补贴因素后该部分交易成本将进一步抬高。我国电力体制改革并不是孤立的就某一项内容进行的改革，输配电价、电力市场、配售电等都是协同一体化的改革。在光伏行业纷纷叫屈的今日，电改另一个主力军增量配电网早已在不停喊冤。增量配电改革面临的一个主要问题是现有输配电价机制对配电成本的合理反映。而一旦通过增量配电业务对标后发现应该抬升配电部分“过网费”时，分布式光伏也将付出更高的交易成本。

二是偏差考核和发电曲线的问题。偏差考核和发电曲线是未来电力市场环境下光伏参与市场绕不过去的一道坎。众所周知，光伏的发电曲线是不可控的，那就需要通过购买辅助服务解决这个问题，随着辅助服务市场的完善，这绝对是一笔可观的成本费用，这也将导致未来光伏参与分布式发电交易成本的进一步上升。而且一旦光伏参与现货市场，这些问题将更加突出。

认清形势比盲目期望更重要

目前中国电力体制改革才刚起步，很多规则并不完善，但是对于光伏项目参与分布式发电交易而言，也给了光伏行业适应电力市场的一个缓冲期。在“降补”背景和现有的分布式发电交易规则下，即便随着光伏成本的降低，光伏项目通过分布式发电交易能够实现可观的收益率，但行业也要认清形势，应具有对未来电力市场环境的忧患意识。

毫无疑问，以光伏为代表的绿色能源将是未来能源系统的主力军。但未来能源系统一定不是能源品种和市场机制孤立存在的系统，而是不同能源种类和市场机制耦合的复杂系统。同样，对于光伏投资而言，未来考虑的不仅仅是光伏本身参与市场化交易如何收益，而是如何结合诸如配电网、储能等形成具有互补性的、可持续性的综合能源系统，而这类综合能源系统，才真正具备未来市场化交易的竞争力。

(作者系中电工程华东院系统规划研究中心智慧能源室主任)

文章作者：吴俊宏