文｜华夏能源网

6月初，山东省能源局发布《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)》，拟调整地面分布式光伏电价政策，提出鼓励分布式光伏自发自用为主，并对余电上网部分电量的电价政策进行调整。

山东省新规提出，2023年12月19日之前并网项目，“按照原开发建设方案和接网方案执行”；2023年12月19日之后备案的项目，余电上网以“当月集中式光伏现货市场加权平均电价”结算。

解读其核心信息有两条：一是分布式光伏上网电价“新老划断”，老项目老办法、新项目新办法；二是新项目余电上网电价要走集中式现货价格。而未来这一价格之低，或将难以想象。

同时，山东省分布式光伏电价新政，或将进一步影响行业趋势。由于中东部各地都在紧锣密鼓上马分布式光伏，消纳危机频现的局面下，海量的新增装机同时去争抢有限的消纳资源，其结果，上网电价“新老划断”以及电价大幅走低或将难以避免。

而在消纳电量和上网电价的双重挤压之下，未来能够有效化解分布式光伏发展困局的金钥匙，又将在哪里呢？

山东新政中的电价影响

山东是众所周知的新能源大省、分布式光伏第一大省，在此时推出分布式光伏上网电价新政，说明消纳问题已经迫在眉睫。

近年来，山东的风光发电发展迅速，目前已有8500万千瓦的装机规模，预计2024年年底能达到1亿千瓦，远远超出十四五规划的目标。

其中，山东的分布式光伏已经达到了4324万千瓦，10千伏以上并网的分布式只有400万千瓦左右，低压电网的分布式主要是房顶上的分布式项目。山东的分布式光伏最大出力达到3143万千瓦。

以2024年春节期间为例，分布式光伏每天中午可能会弃电一两个小时。如此规模的风光新能源，再加上新增装机持续放量上规模后，消纳政策就要向保障性消纳和市场化消纳的“双轨并行”靠拢了。

于是就有了山东此次的“新老划断”，老项目保障性消纳，新项目市场化消纳。

那么，新项目市场化消纳会面临怎样的价格机制？

这当中，最敏感的就是上网电价，即余电上网以“当月集中式光伏现货市场加权平均电价”结算。

山东集中式光伏现货价格是什么样的？最极端的情况是负电价。2023年4月29日-5月3日，山东用电负荷下降、日间时段新能源大发，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次的负电价。

其中，从5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货出清负电价时段长达22个小时。最低价格出现在5月2日17时，为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电。

当然，尽管未来山东负电价只会越来越频繁，但是放眼全年，负电价占比还不至于特别巨大。

这里的长期问题是，抛开负电价的极端情况，分布式光伏上网电价参照集中式光伏现货价格，这也仍然意味着这部分的电价会大幅走低。

比如，当前，西部一些风光装机大省的集中式光伏电价持续下跌，有的地方甚至跌至现货市场价格下限——地板价0.04元/度。4分钱是个什么概念？要知道，目前分布式光伏全额保障性消纳的上网度电价格可是在0.3元左右。

按照原本保障性消纳获得0.3元左右“旱涝保收”的上网电价模型推演，户用光伏花费6-10万元投资一个屋顶，大概要5-8年才能收回投资。如果未来电价大幅滑落至现货度电几分钱，尤其是在大多数户用光伏都选择全额上网模式的情况下，低电价对户用光伏意味着什么，不难理解。

山东的电价新政，也同样会波及到工商业光伏。那些对余电上网依赖程度高的工商企业，尤其是自身用限量极为有限的工商企业，比如物流地产企业，未来受上网电价大幅走低的影响，颇为炸裂。大概只有那些自发自用比例高的工商业光伏，能够幸免于难。

中国光伏的“成人礼”

负电价问题不仅仅发生在山东。中国光伏连续数年的超预期的高速发展，已经使得中国光伏发电的“成人礼”提前到来。

中国光伏装机一路狂飙，2023年新增并网容量21630万千瓦，其中集中式光伏电站12001.4万千瓦，分布式光伏9628.6万千瓦；而分布式光伏中户用光伏装机达到4348.3万千瓦。

光伏新增装机容量排名前十的省份包括河北、云南、新疆、山东、江苏、河南、湖北、甘肃、安徽、广东，前三的省份分别是河北（15.6GW）、云南（15.1GW）、新疆（14.3GW）。

累计装机容量排名前十的省份包括山东、河北、江苏、河南、浙江、安徽、新疆、青海、广东、甘肃，前三的省份分别是山东（56.93GW）、河北（54.16GW）、江苏（39.28GW）。

而自2021年开始，分布式光伏新增装机开始超过集中式。截至2023年底，分布式光伏总装机达到了253.91GW，在多个省份的电网中已成为“大装机、小出力”的存在。

从发电渗透率来看，“三华”地区各省分布式光伏发电出力占用电负荷的最大比重均超过10%。其中河北南网分布式光伏发电渗透率最大达到48.5%，山东、河南、安徽、浙江均超过15%。

光伏发电渗透率迅速走高、消纳困难，最直接的反应即分布式光伏接网难。

2023年6月，国家能源局下发《关于印发开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作的通知》，要求山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建6个试点省份，按期完成分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估。

而各省公布评估结果显示，超过150个地区已出现分布式光伏“红区”。光伏消纳艰难，并非简单的电网容量问题，即使国家业已规划了未来5亿千瓦容量的配电网建设，未来还是难免各种消纳“赌点”不时涌现，因此政策引导就成了新能源市场化消纳比例的迅速扩大。

而如山东即将推出的上网电价政策，市场化消纳针对不同项目“新老划断”，虽然有违公平，但是也是形格势禁、不得不如此。

在外界看来，新能源发展前景一片大好，但是身处其中的人，已经感受到危机四伏。关于新能源未来如何求生存，目前的业界共识是，“唯有入市才能生存，新能源别无选择”。

新能源入市，“无现货、不市场，不市场、难风光”。新能源消纳难的“病”，需要电力市场来“医治”。

解药何在？

新能源入市成定局后，上网电价的不确定性是目前的最大困扰。那么如何理解光伏发电上网电价出现低电价甚至是负电价？

这其中实际上也有“有利”的一面。

电力作为大宗商品之一，其特殊性在于大规模储存成本较高，在电力系统运行过程中，发电商出于自身利益的考虑（例如减少运维、储能、启停损失），在某些时段必须要生产一定量的电能，就会以“价格战”的方式抢占发电空间，即采取低价、零价甚至负价的市场报价策略在系统出清时获得发电权利。

光伏装机量和发电量持续走高，在市场化消纳的局面下，上网电价难免要受到冲击。但是这当中还有一个关键变量遭到了忽视，那就是政府干预。

实际上，目前我国电力市场尚处于探索期，有限制的低电价、负电价远低于国外成熟电力市场，这样可以保护市场、避免价格失衡的混乱。

这里有一个欧洲的经典案例。根据欧洲电力交易所数据，2023年4月19日下午1点到2点，共计1600万千瓦的绿电涌入荷兰电网，电力严重供大于求，使得荷兰电力价格触及-739.96欧元/兆瓦时（相当于-5.6元/千瓦时，即-5.6元/度），是山东负电价的近7倍。

目前，我国多数省份已经为电力市场设置了“地板价”，也就是设定了电价的波动范围来保持电价的稳定，类似于股票交易的涨停和跌停，所以山西、广东、甘肃等设定的零电价在一定意义上相当于是负电价，只是规则限定了“电价降至零后不能再继续下降”。

首先，随着包括分布式光伏在内的新能源大比例入市，考虑到新能源的电价承受能力以及能源转型的需要，政府完全应该并可以干预电价，针对各地实际情况为新能源设置合理的“地板价”。新能源参与市场化交易，并不意味着任何低电价、负电价都是必须容忍的，并不意味着放任自流。

其次，针对新能源的政府干预，还表现在政府可以想方设法减少新新能源的负电价（包括低电价）小时数。

以德国为例，2020年德国全年负电价时长达到了298小时的高峰，通过提升能源系统灵活性、推动供需双侧能源转型、创新市场机制等方式，德国随后将负电价小时数降至2022年的69小时。

再其次，单纯依靠市场交易，并不能有效凸显绿电的环境价值，考虑到绿电的环境外溢效应，应该针对绿电进行某种补贴或补偿。

当电力进入电网后，很难分辨一度电究竟来自化石能源，还是可再生能源。用户该如何确定自己是不是在为绿电买单呢？这就有了可再生能源绿色电力证书（“绿证”）。

但是，分布式光伏尤其是户用光伏目前还难以核发绿证，即使有些地区（如重庆）已经考试破冰，但是考虑到实际效果，分布式光伏还是难以获得相关收益。

在这种情况下，当光伏尤其是分布式光伏上网电价肆无忌惮大幅走低之际，考虑到绿电的环境价值，针对绿电度电电价给予一定的补贴和补偿，就是值得尝试的政策选项。

中国的分布式光伏一般采用“自发自用，余量上网”的模式，由于不交税、不分摊、不调峰、不配储、不入市，盈利较为可观，在前几年中实现了野蛮生长。

但由于分布式项目装机容量小、主体类型多样、地理位置分散，这对电网运行调度带来了极大挑战，因此，分布式光伏发电入市之路也是磕磕绊绊。

而山东已经打响了“第一枪”，随着各地电力现货市场的加速推进，分布式光伏入市已是箭在弦上。眼下，是需要着手解决分布式光伏“成长的烦恼”了。