11月19日，河北省發(fā)改委印發(fā)《河北南網(wǎng)分布式光伏參與電力市場工作方案》，文件提到，以2030年新能源上網(wǎng)電量全面參與市場交易為目標，遵循“先增量后存量、先商用后戶用、先試點后推廣”的原則，有序、分類地推動分布式光伏入市，最終實現(xiàn)與集中式新能源的入市電量比例相同。

這一方案的出臺，不僅標志著國內(nèi)首個分布式光伏“入市”具體方案正式落地，更為分布式光伏的未來發(fā)展指明了方向，拉開了其全面參與電力市場交易的序幕。

分布式光伏裝機情況

近年來，我國分布式光伏呈現(xiàn)爆發(fā)式增長態(tài)勢。

數(shù)據(jù)顯示，2020年至2023年，全國分布式光伏新增裝機分別為1552萬千瓦、2928萬千瓦、5111萬千瓦、9629萬千瓦，幾乎每年都接近翻番。

2024年前三季度，分布式光伏新增裝機已達到8522萬千瓦，超過集中式光伏電站裝機。

從發(fā)展規(guī)模來看，分布式光伏裝機容量已占光伏總裝機容量的近一半。截至2024年9月底，全國光伏發(fā)電裝機容量達到7.7億千瓦，同比增長48.4%，其中分布式光伏3.4億千瓦，占光伏總裝機的44%。

從地區(qū)分布來看，江蘇、浙江、廣東、山東等省份在分布式光伏新增裝機方面領跑全國。其中，江蘇分布式光伏新增裝機1375萬千瓦，位居全國首位，占比16%;浙江新增裝機804萬千瓦，廣東新增裝機717萬千瓦，山東緊隨其后，新增裝機714萬千瓦。

分布式光伏新增裝機前10名省份合計6516萬千瓦，總占比達76%。分布式光伏新增裝機排名前十省如下：

分布式光伏參與交易情況

今年10月，國家能源局發(fā)布的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法(征求意見稿)》中提到，國家建立健全支持新能源持續(xù)發(fā)展的制度機制，各地結合分布式光伏發(fā)電發(fā)展情況、電力市場建設進展等制定相應的配套政策。分布式光伏發(fā)電項目可以獨立或通過微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲一體化、虛擬電廠聚合等方式公平參與電能量、輔助服務等各類電力市場交易。

除河北南網(wǎng)之外，廣東、江蘇、浙江、安徽、上海和云南等地目前也已發(fā)文明確，分布式光伏可以參與綠電交易，且全部自愿參與，部分項目也在綠電交易中獲得了相應溢價。

廣東

2023年11月，廣東發(fā)布新版《廣東省可再生能源交易規(guī)則(試行)》，明確將參與綠電交易的發(fā)電主體從陸上風電、集中式光伏擴大至全部風電、光伏(含分布式)等可再生能源。此外新增綠電事后交易，進一步完善分布式項目參與綠電交易的相關機制。

目前，廣東省已成功實施多個具有標志性的分布式光伏綠電交易案例。今年2月，廣東省成功完成了首筆分布式新能源項目的綠電交易。此次交易中，粵瀧發(fā)電公司屋面分布式光伏發(fā)電項目通過“集中競價、事后交易”的新方式完成綠電交易，該項目1月發(fā)電量對應的綠色環(huán)境價值全量成交，獲得額外收益近1300元。

3月，正泰安能旗下公司率先完成了2月綠電集中交易(事后)，交易電量3.71萬度，綠色環(huán)境價值溢價8.12元/MWh，成為全國首個參與綠電交易的戶用光伏項目。

4月，華能新能源廣東分公司完成戶用分布式光伏首筆綠電交易，成為南方區(qū)域乃至全國第一批參與綠電的戶用分布式光伏項目。4個戶用光伏項目(茂名方略、高州二期、紫金、恩平)以“連續(xù)競價、滾動撮合”的方式參與廣東省3月綠電集中交易(事后)，綠色環(huán)境價值成交價格8元/MWh，高于本場交易均價3.24%，成交電量達交易上限，項目綜合結算電價達到461元/MWh，高于燃煤基準價。

據(jù)南方電網(wǎng)廣東電網(wǎng)公司預計，2024年廣東省綠電交易規(guī)模將突破65億千瓦時，為分布式綠電交易提供了廣闊的市場空間。

江蘇

2023年12月，江蘇發(fā)布關于開展2024年電力市場交易工作通知，指出省內(nèi)分散式風電、分布式光伏在具備綠證核發(fā)條件并申請成功后可參加月內(nèi)綠電交易，明確取得綠證是入市的基本條件。

今年2月，江蘇發(fā)布分散式風電、分布式光伏市場注冊及入市工作提示，文件提出分散式風電、分布式光伏進入市場的基本條件、流程，并明確直接參與交易的形式，即每個電站直接與售電公司或電力用戶交易。

同月20日，江蘇省分布式光伏綠電交易第一單落地，國網(wǎng)江蘇綜合能源服務有限公司以0.421元/度的成交單價，成功購入無錫軒禾光伏科技有限公司98MWh分布式光伏綠電，完成省內(nèi)分布式光伏綠電交易“第一單”。

今年9月，江蘇發(fā)布開展分布式新能源聚合參與綠電交易的通知，提出分布式光伏聚合交易，聚合商原則上參考售電公司資質(zhì)，即聚合商與電站需要是不同法人主體。

11月1日，國網(wǎng)蘇州供電公司完成了10月份分布式光伏電費的結算，包括以聚合方式參與的光伏電費，標志蘇州地區(qū)的分布式新能源企業(yè)首次以聚合方式參與綠電交易取得成功。截至目前，蘇州已有23家企業(yè)、47個分布式光伏機組參與了綠電交易，其中有11家企業(yè)的25個機組選擇通過聚合方式完成交易。

目前，江蘇省內(nèi)南京、蘇州、無錫、南通等地區(qū)已正式開展分布式光伏綠電交易，效果較好，然而交易主體較少，交易量不活躍，負荷聚合商尚處于起步階段，企業(yè)面臨一定的議價壓力和收入風險。

浙江

今年5月，浙江發(fā)布綠電綠證市場化交易工作細則，省內(nèi)分布式光伏、分散式風能發(fā)電項目可通過聚合形式參與綠電交易。

10月，《浙江電力中長期交易實施細則 綠色電力交易專章(征求意見稿)》明確，集中式新能源發(fā)電企業(yè)自主參與綠電交易，分布式新能源發(fā)電企業(yè)可以通過分布式新能源聚合商聚合方式參與綠電交易。

9月，山高新能源集團完成浙江省分布式光伏項目首次聚合交易，本次交易聚合了浙江省3個分布式光伏項目，9月份交易電量211MWh，預計年交易量2500MWh。

今年前9月，浙江組織了26場綠電交易，共有103家分布式聚合商聚合了23156個電源項目參與綠電交易，總交易電量超過20億千瓦時。

安徽

今年4月，安徽啟動分布式電站聚合交易試點，聚合商要求具有售電公司資質(zhì)，交易中心提供代理合同模板，雙方簽署后需要在交易中心備案并執(zhí)行。

11月，安徽發(fā)布擴大分布式光伏參與2024年綠電交易試點通知，提出省內(nèi)全額上網(wǎng)或“自發(fā)自用，余量上網(wǎng)”的平價分布式光伏企業(yè)，可自愿參與2024年綠電交易。

10月，安徽省能源局發(fā)布《安徽電力中長期交易實施方案(2025年版)(征求意見稿)》，提到平價新能源企業(yè)(含分布式)原則上均應參與市場交易，分布式光伏可由虛擬電廠(僅能源聚合類)聚合參與交易，6MW及以上的分布式光伏可直接參與交易。

目前中長期實施方案還未正式發(fā)布，其與擴大分布式綠電交易的通知如何銜接，分布式光伏是否均應參與市場交易，還需要持續(xù)關注。

此外，上海、云南等地在相關規(guī)則中提到分布式參與綠電交易，但均是直接交易，沒有聚合交易，暫時沒有交易試點。

分布式光伏參與交易后收益如何?

過去，分布式光伏上網(wǎng)的電量由電網(wǎng)企業(yè)全額收購，電價執(zhí)行的是相對穩(wěn)定的燃煤標桿電價，這為分布式光伏項目提供了穩(wěn)定的收益來源。然而，參與市場后，電價機制發(fā)生了根本性變化，由原本的固定電價轉(zhuǎn)變?yōu)槭袌龌妰r，這意味著分布式光伏的收益將直接受到市場供需關系的影響。

據(jù)業(yè)內(nèi)人士透露，當前光伏在電力市場中的度電價格普遍較低，基本在0.1元/度-0.2元/度之間，這一價格水平遠不及各地燃煤標桿電價標準。以山東為例，過去電網(wǎng)保障性收購的燃煤標桿電價為0.3949元/度，而參與市場后，電價可能降至0.2元/度左右，降幅顯著。此外，隨著光伏發(fā)電量的不斷增加，電力市場中還出現(xiàn)了中午電價低谷的現(xiàn)象，進一步加劇了分布式光伏收益的不確定性。

然而，江蘇分布式光伏通過積極參與綠電交易，實現(xiàn)了收益的明顯提高。過去余電由電網(wǎng)公司按照每度電0.391元的價格統(tǒng)購，參與綠電交易后，度電交易價增長0.03元左右。

以江蘇某光伏項目為例，該企業(yè)利用其3萬平方米的屋頂建設了分布式光伏系統(tǒng)，在參與綠電交易后，每月收益增加2940元。

這一實例表明，盡管市場化電價可能帶來挑戰(zhàn)，但通過合理的策略和管理，分布式光伏參與交易后，能夠帶來實實在在的收益提升。

分布式光伏參與交易的挑戰(zhàn)與建議

長期以來，由于政策制度的不完善、市場機制和管理模式的滯后，分布式光伏難以取得實質(zhì)性市場進展。為破解這一困局，業(yè)內(nèi)人士提出了以下建議：

首先，強化“自發(fā)自用”成為提升分布式光伏項目經(jīng)濟性的關鍵路徑。通過提高光伏項目的自用比例，不僅能夠有效減輕對傳統(tǒng)電網(wǎng)的依賴，還能顯著提升項目的直接經(jīng)濟效益。這一策略有助于將新能源的不確定性風險分散到更廣泛的用戶群體中，從而增強整個系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性。

其次，探索多元化商業(yè)模式對于分布式光伏“入市”后的持續(xù)發(fā)展至關重要。面對單純售電收入難以支撐項目經(jīng)濟性的現(xiàn)實，建議通過配置儲能系統(tǒng)、參與虛擬電廠、發(fā)展微電網(wǎng)、挖掘綠色環(huán)境價值以及探索“光伏+”模式等多種方式，來拓展分布式光伏的應用場景和價值空間。這些創(chuàng)新模式不僅有助于提升電能的時間價值，還能使分布式光伏更好地融入電力市場交易，提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務。

針對分布式光伏項目的差異化特點，業(yè)內(nèi)人士強調(diào)需要進行分類執(zhí)行和差異化入市機制設計。應重點推動增量分布式光伏入市，并建立與之相適應的市場交易機制;同時，確保存量分布式光伏，特別是戶用項目與現(xiàn)有政策的有效銜接。根據(jù)接入電壓等級的不同，應采取靈活的引導策略：對于高壓接入主體，通過聚合方式直接參與市場交易;對于低壓配電網(wǎng)接入主體，則通過市場價格信號引導其參與市場。隨著機制的成熟，逐步放寬直接交易的準入條件，推動更多分布式光伏項目參與市場交易。

此外，政策支持與體制創(chuàng)新同樣被視為保障分布式光伏健康發(fā)展的關鍵。政府應明確政策邊界，推廣合約交易模式，完善電力市場機制，并加強配電網(wǎng)建設。同時，探索縣級供電體制改革，打造多方參股的平臺，實現(xiàn)源網(wǎng)荷儲、多能互補的一體化發(fā)展。

這些措施將有助于提升新能源消納能力，推動分布式光伏項目更加靈活地適應市場需求，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

分布式光伏如何參與電力市場?

分布式光伏如何參與電力市場?可參考河北南網(wǎng)近日公布的分布式光伏參與電力市場工作方案，文件中明確了分布式光伏分類、入市方式、注冊條件、相關費用，以及推進時序。具體如下：

分類

1.工商業(yè)分布式光伏：利用公共機構及工商業(yè)廠房等建筑物建設的分布式光伏。

2.非自然人戶用分布式光伏：企業(yè)利用居民住宅投資建設的分布式光伏。

3.自然人戶用分布式光伏：自然人利用自有住宅投資建設的分布式光伏。

入市方式

1.直接參與市場：在電力交易平臺注冊，以發(fā)電主體身份報量、報價參與電力中長期、現(xiàn)貨交易及綠電交易。

2.聚合商聚合參與市場：由具備資質(zhì)的聚合商聚合后，代表分布式光伏參與市場交易。

3.價格接受者參與市場：不直接參與交易，根據(jù)市場均價進行結算，由電網(wǎng)企業(yè)代理購電。

注冊條件

(1)分布式光伏市場注冊：

a. 技術要求：需配備單獨的計量表計，滿足交易計量需求，并實現(xiàn)數(shù)據(jù)遠程傳輸，與電力交易平臺互聯(lián)互通。

b. 注冊與變更：需在電力交易平臺完成市場成員注冊，提供必要的身份認證、項目備案等信息，并動態(tài)更新相關信息;注冊后除特殊情況外不得隨意退市。

(2)聚合商參與條件與方式：

a. 技術要求：聚合商需具備分布式光伏運行和計量信息采集能力，與分布式光伏主體、調(diào)度機構、營銷系統(tǒng)實現(xiàn)遠程通信。

b. 注冊與資質(zhì)：聚合商需具有獨立的法人資格，滿足特定的資質(zhì)要求(如資產(chǎn)總額、從業(yè)人員、經(jīng)營場所等)，并提交履約保函、保險等文件。

c. 聚合方式：聚合商與分布式光伏主體簽訂電子合同確立代理關系，以聚合單元為單位參與交易，通常聚合單元不超出同一220千伏變電站供電區(qū)域。

相關費用

(1)系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本：分布式光伏可能需要承擔電網(wǎng)輔助服務費用，或履行配建儲能義務，或租賃獨立儲能容量。

(2)輸配電價：參與市場交易的分布式光伏需按照省級電網(wǎng)核定的輸配電價執(zhí)行，具體價格根據(jù)用戶側(cè)電壓等級確定。

推進時序