今年2月国家发展改革委和国家能源局发布的《关于新形势下配电网高水平质量的发展的指导意见》对配电网高水平质量的发展提出了短期和中期规划。这是继2022年5月国务院办公厅发布的《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》中提到要着力提高配电网接纳分布式新能源的能力后，国家层面又一次对配电网发展作出重要指导。
目前，分布式光伏是发展最快、顶级规模的分布式新能源，也是我国新能源电源的主力新增电源。分布式光伏是主动式配电网的主要电源形式，其发展会影响独立储能、虚拟电厂等新型配电网主体的发展。目前，我国分布式光伏主体尚未进入电力市场，亟须完善其入市机制，带动配电网高质量发展。
一是为就近消纳提供较为合理途径。当前，许多省份的分布式光伏发展程度不高，根本原因并非配电网容量受限，而是没有实现就近接入、就近消纳。如果大量分布式光伏接入低压电网，而暂无足够负荷支撑消纳，绝大部分电能就会通过潮流返送方式送到更高电压等级电网进行消纳。
二是为分布式光伏投资提供较为合理的价格信号。集中式光伏项目大多已经参与电力市场交易。光伏发电的高发时段在中午，在集中式光伏发电装机占比过高的局部市场，中午时段光伏电量价格会下降。但由于目前分布式光伏没有入市，且电量全额上网的项目占多数，导致项目预期收益率远高于集中式发电项目。但其实，全额上网的分布式发电项目与集中式发电项目在发电和消纳方式上并没有本质区别。
三是为分布式光伏合理承担系统运行的成本提供途径。某些地区分布式光伏大量接入低压电网，会导致电压不稳定，特别是在光伏发电集中大发时段。同时，为了消纳这些电量，许多变电台区出现潮流返送。为了能够更好的保证电力系统的安全和稳定，电网也需调用额外的调节资源对电力和电量进行平衡。然而，目前分布式光伏项目尚不用承担系统运行费用。
一是规模小且产权分散。在分布式光伏发展早期，自然人投资的项目获得了高额补贴，装机量大幅度增长。然而随着补贴退坡，自然人分布式光伏发电装机增量一下子就下降。但是存量项目中，仍有许多容量在几千瓦到几十千瓦不等的自然人项目，累计装机容量约占总容量的50%。将这些项目纳入市场存在一定困难，因为它们规模小且产权分散，作为交易者入市会给市场注册、计量和结算等带来挑战。
二是绿电交易的环境权益确权繁琐。对于分布式光伏项目来说，绿电交易中的环境权益收入是重要的收入来源。如果要将分布式光伏纳入市场，其收益有几率发生波动，而环境权益可以对潜在的收益下降进行补足。随着绿证需求量的增加，环境权益的价值还有很大上升空间。但是，大量小规模的分布式电源参与市场，可能使环境权益的确定流程较为复杂，也可能会引起不必要的环境权益损失。
三是过网费计算方式有待考量。2017年，国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,允许分布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易。在试点中，过网费按照电压等级输配电费差额计算。输配电费是按照电网历史的输配电量对输配电网建设和经营成本进行核定，具有成本回收属性，而分布式电源通过电网参与电力交易，电网相应的运行和备用等成本并不会大量减少。在分布式光伏装机量快速地增长的背景下，试点中的过网费计算方式无法覆盖电网的运行和备用成本。
在双碳目标下，能够接入大规模新能源的配电网是新型电力系统重要且必要的组成部分。建议推动分布式光伏入市，进而推动配电网高质量发展。
一是创新市场机制。首先，应构建聚合商等新型市场主体，将大量分散的小规模分布式发电主体聚合起来参与市场交易。应由专业的市场交易代理主体来开展市场报价、偏差管理等工作，提升分布式光伏的市场价值，创造合理的市场回报。同时，构建完备的市场信用管理机制，控制代理主体的信用风险。其次，构建灵活的绿电环境权益确权和分配机制。建议基于先进信息技术构建可实现绿电权益自动确权和分配的平台，在使绿电环境权益链条具有权威性的同时，减少绿电环境权益损耗。
二是构建合理的市场运行的成本分摊机制。首先，合理测算分布式光伏发电和交易所消耗的备用容量、调峰、调频等调节资源，确定分布式光伏参与电力交易需要承担的市场运行的成本。其次，由于光伏发电存在间歇性，配置储能是一个重要路径。有必要研究接入和消纳能力受限地区新增的入市分布式光伏项目合理承担配置储能的成本的机制。
三是构建合理的过网费机制。分布式光伏发电装机的迅速增长，将催生与传统输配电方法不一样的发用电业态。建议对高质量配电网发展进行适度超前投入，同时相应调整电网输配电费核算方式，使电网能够直接进行合理的投入成本回收。
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