在整縣分布式試點、鄉村振興兩大政策的催化下，分布式光伏再次進入高景氣發展階段。根據國家能源局數據，2019年至2021年我國分布式光伏新增裝機占比分別為40.5%、32.2%和53.3%。2022年一季度分布式光伏新增裝機8.87GW，同比增長192%，占全國新增裝機總量的67%，累計裝機規模已超115GW，盛宴正酣！

狂歡之余，分布式光伏的跨越式發展讓電網消納越發吃力，個別地區出現了輸變電容量不足、節假日調峰消納困難等問題。不久前，某地發布通知，稱分布式光伏開發規模不應超過該區域全年最大用電負荷的60%，為避免向220KV及以上電網反送電，暫停光伏新裝申請和并網申請。文件一出，引發業內熱烈討論，而這只是當下分布式光伏快速發展與電網安全矛盾的一個縮影。面對繞不開的電網消納，山東、河南等地率先亮新招。

開端：分布式、戶用光伏參與調峰

山東是我國分布式光伏大省，截至2021年底其分布式光伏累計裝機超23GW，戶用光伏總裝機達15.9GW，居全國第一。2022年第一季度山東分布式光伏新增了1.35GW。在分布式光伏的大規模并網，讓山東積極探索促進分布式光伏就近消納和全網電力平衡的新措施。

早在2021年12月底，國家能源局山東監管辦公室、山東省能源局發布了《關于切實做好分布式光伏并網運行工作的通知》，要求在保證電網安全約束或民生供熱條件下，常規調整手段無法滿足新能源消納或電網調節需求時，電力調度機構要優化分布式光伏消納調峰措施（扶貧光伏除外）。在安排不具備調度端遠程功率控制功能部署的場站整站（戶）停運的基礎上，安排具備調度端功率控制功能的分布式光伏場站，自動接收并執行電力調度機構指令曲線。

在2022年春節期間，山東首次安排戶用光伏電站參與調峰，這在全國范圍內也屬先例。盡管這只是春節期間的特殊情況，但種種跡象表明，分布式光伏、戶用光伏參與調峰已成大趨勢。

隨后，山東電網《關于進一步加強全電壓等級分布式光伏可調可控工作的通知》要求，加快推進220V/380V分布式接入改造，抓實抓好10kV并網分布式接入改造,并要求4月1日以后新并網項目投運即具備可調可控功能。據了解，這一由山東牽頭的分布式光伏可觀、可測、可調、可控改造工作正在多個省份進行，當前山東部分地區已完成了相應改造工作。

同為分布式光伏大省的河南也在探索分布式參與調峰，國家能源局河南監管辦在《關于進一步完善河南電力調峰輔助服務市場交易規則的通知（征求意見稿）》中提出，將省內10（6）千伏及以上電壓等級并網的分散式風電、分布式光伏（不含扶貧項目）納入市場主體范圍，參與河南電力調峰輔助服務市場管理，按現行交易規則中新能源電廠調峰費用分攤辦法進行輔助服務費用分攤。

據北極星太陽能光伏網統計，截至2022年一季度已有山東、浙江、河北、江蘇、河南五地分布式光伏累計裝機超過10GW，隨著分布式以及戶用光伏裝機量的持續上升，可以預見，在全國范圍內開展相應工作只是時間問題。

進階：分攤市場偏差費用

今年6月初，山東再祭重磅文件，山東能源監管辦、省發展改革委、省能源局組織起草的《關于2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》（征求意見稿）要求，推動分布式新能源參與電力市場，按照“誰受益、誰承擔”的公平原則，逐步將分布式新能源納入市場主體范圍，與集中式新能源場站同等參與市場偏差費用分攤。

征求意見稿要求，自今年7月份起，將省內10千伏及以上電壓等級并網的非戶用分散式風電、分布式光伏（不含扶貧）納入市場偏差費用分攤范圍，明年1月起，省內全部非戶用分散式風電、分布式光伏（不含扶貧）及新建戶用光伏及也將參與市場偏差費用分攤范圍。這意味著，今年7月起，10KV及以上新增工商業分布式項目將率先分攤市場偏差費用，明年起全部存量工商業及新建戶用光伏都需要分攤市場偏差費用。

山東省太陽能行業協會常務副會長張曉斌表示，上述文件出臺的初衷是光伏等新能源發展太快而電網改造跟不上，無論是變壓器容量還是電網消納壓力都很大，按照“誰受益，誰承擔”原則，新能源企業需要對電網的安全做出貢獻。

在港華智慧能源高級副總裁張晶看來，無論居民、農業還是工商業用電主體，戶用分布式光伏改變的是居民以及小型用電主體的實時負荷曲線，該部分用電量曲線在參與現貨市場后形成的偏差由其自身承擔可以理解。

張晶表示，根據征求意見稿規則，存在機組啟動費用(火電開機的費用)、特殊機組補償費用(調頻,保成本）、調頻服務費用(調頻空間，備用)、優發優購曲線匹配偏差費用（目前優發優購機組、市場化機組與居民農業、電網代購工商業用電整體曲線與售電公司代理交易曲線等產生的偏差）等市場偏差費用。分散式風電、分布式光伏以及新建戶用光伏項目大概率至少需要承擔優發優購曲線匹配偏差，具體分攤市場偏差費用的多少依賴于電力市場整體供需關系。通常發用電曲線越不平衡，需要承擔的偏差費用越大。

一位熟悉電力交易業務的業內人士介紹，當前山東新能源電站的市場偏差分攤費用約0.02-0.03元/度，且呈上升趨勢。根據《補充通知》來看，分布式光伏同等參與市場偏差費用分攤，不參與市場注冊，市場偏差分攤費用通常從用戶每個月的電費中直接扣除。

據張曉斌介紹，由于每個月電網調峰情況不太一樣，平均下來市場偏差費用在0.02元/度上下，當前山東燃煤發電標桿上網電價基準價為0.3949元/度，若減去這部分費用，項目的投資收益將會受到部分影響。在新的政策下，投資企業在做收益測算時，可在0.01-0.03元/度這個范圍內以保守的收益去做投資模型。

當前，該文件處于征求意見階段，市場偏差費用是按發電量還是上網電量收取尚不明確。張曉斌表示，從分布式光伏發展及電網消納等因素綜合考慮，建議按上網電量收取市場偏差費用，這樣可以鼓勵分布式光伏項目自發自用，通過調整自用比例做到就近消納，減輕電網負擔。

當前，分布式光伏發展已經進入新節點，不論愿或不愿，分布式光伏、戶用光伏項目承擔相應調峰、市場偏差費用已是大勢所趨，未來每一個電站的用戶都要為電網安全承擔相應義務，無法“獨善其身”。而如何協調電網安全與分布式光伏發展，仍需電網、相關機構及企業等多方共同努力。

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