自2017年国家发展改革和国家能源局启动分布式发电市场化交易试点以来，我国电力系统发展发生了深刻重大的变化，特别是我国构建适应新能源占比不断提高的新型电力系统任务的提出。因此，我们必须结合新形势新要求，重新认识分布式可再生能源发电（Distributed Renewable Generation，简称DRG，不含小水电）市场化交易问题。笔者认为，当前还不适宜将DRG市场化交易作为一个经济学问题去思考，因为很多机制性边界条件尚未解决，单纯的经济学方案的可操作性将大打折扣。我国规模化开展DRG市场化交易至少要做好三项基础性准备工作。考虑到分布式光伏是我国分布式发电主要形式，下文将直接针对分布式光伏发电进行分析。
界定DRG的范围
2013年、2014年和2019年，国家能源局先后印发《关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》和《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》等文件，对分布式光伏进行了界定。总结而言，我国分布式光伏项目通常具有以下特点：一是电压等级在10千伏及以下；二是单点容量不超过6兆瓦（多点接入的，以最大为准）；三是接入配电网并在所在变电台区内消纳，不向上一级电压等级电网反向送电。
为适应未来分布式光伏加快发展、规模化发展新形势，当前对分布式光伏的界定需要在以下方面进一步完善。一是应该体现东中西部地区分布式光伏发电发展的差异性，对发展较快的东中部地区应考虑提高并网电压等级和容量上限。二是应该结合分布式光伏发电用户自消纳的不同情况，对“全额上网、自发自用、余电上网”不同情况，有针对性地采取不同措施。三是应该体现新型电力系统发展需要，特别是要面对屋顶光伏规模化发展、大规模用户侧可调节负荷进入市场和虚拟电厂等新业态发展需求。
界定调控的责任
分布式光伏发电一旦开展市场化交易其属性就将发生根本性变化，即其私用属性变弱，而公用属性（在某个配电范围内呈现出公用电源的公共服务属性）变强。因此，参与电力市场交易的分布式光伏项目的调控、运行和管理需体现某个范围内的公共利益。当前，DRG项目主要是通过低压并网，项目主要涉及配电网发展规划，需要与地方政府、用户对接，因此在电网公司体系内归口在营销部门。而开展电力市场交易，交易方案校核、系统安全校核主要由省级调度部门负责。当前，后者无法实现对DRG项目的“可观”，更不用说“可测、可控”了。
在此背景下，参与市场化交易的分布式光伏项目应该逐步满足调度系统的“可观、可测、可控”要求。一是整合优化现有调度和营销系统，改变省级调度系统对低压接入的分布式光伏发电项目“不可观、不可测”的现状，要求容量超过一定规模的（可根据各地配电网接纳可再生能源发电情况具体确定）DRG项目接入调度系统，将拟参与市场化交易（也包含拟参与CCER）的分布式光伏项目纳入调度系统。二是结合DRG项目容量和是否参与市场化交易等条件，完善对拟参与市场化交易分布式光伏项目的信息通信标准和调度运行规范。三是面对未来更大规模整县屋顶分布式光伏、更多用户侧灵活性资源进入市场化交易的需求，我国应探索在分布式光伏发展较快的地方建立以县域为平衡单元，做实这些县域平衡单元，搭建起县域平衡单元与周边地区、省级调度系统的新型调度关系。
提升配电网配置能力
光能转化为电能，通过配电网进行规模化配置，是可再生能源分布式规模化开发利用的主要途径。配电网对分布式可再生能源发电的资源优化配置平台能力将成为影响我国DRG发展规模、发展速度和发展质量的决定性因素。长期以来，我国电网建设服务于“西电东送”“远距离大容量”输电需求，超高压、特高压骨干网架随着电源建设不断加强和完善。相比而言，由于受到城镇化加快推进、终端电气化水平不断提高、电力电子类负荷持续增多、用电需求多样化等因素的影响，配电网发展始终面临着如何与负荷增长相适应的难题。这突出表现为在“双高”背景下的存量配电网增容改造和新增配电网合理规划设计与投资建设节奏等方面。《“十四五”现代能源体系规划》提出，以电网为基础平台，增强电力系统资源优化配置能力，提升电网智能化水平，推动电网主动适应量大面广的分布式能源发展。《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，全面提升电力系统调节能力和灵活性；着力提高配电网接纳分布式新能源的能力，发展分布式智能电网。
可见，分布式电源、灵活性调节资源的增加，势必也要求配电网在结构形态、运行模式、规划方法、评价标准等方面作出相应的改变，重点增强对可再生能源发电的配置能力。一是利用数字化、智能化技术以及电力电子技术，推动智能配电网、主动配电网、直流配电网建设，提高配电网接纳新能源和多元化负荷的承载力和灵活性，促进新能源优先就地就近开发利用。二是重视新型储能、电动汽车和用户侧可调节负荷等灵活性资源利用，重视分布式发电与应用场景深度融合，提高源网荷储集成一体化发展水平，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电网、直流配电网、新型储能、用户侧灵活性资源互动、配电网运行安全等方面的标准体系，突出从多维度界定配电网对DRG的接纳和配置能力关键指标和评价标准。四是研究和完善面向综合能源、风光发电高不确定性和高变动性的新型规划方法和设计规范，加强县域配电网规划，探索以县域为平衡单元的规模合理、分层分区合理、安全可靠的新型配电网。五是加强和规范配电网消纳新能源能力的年度公布机制，探索建立新能源消纳能力与配电网成本监审、输配电价定价机制的联动机制，提高电网企业对改善DRG消纳和配置能力的积极性。
当然，仅仅做好这三方面准备工作还是不够的。推动DRG市场化交易涉及电网企业、DRG业主、分布式发电用户等众多利益相关方。建议政府相关部门在出台相关政策前，应广泛调研，倾听各方建议，广泛征求意见，特别是在对DRG造成的系统投资成本回收机制、公备专线过网费征收标准、DRG和用户侧灵活性资源集聚参与电力市场等方面，争取寻找到DRG市场化交易在当前的最佳平衡点。
