收益升or降？分布式光伏“入市”拉开序幕！

11月19日，河北省发改委印发《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》，文件提到，以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同。

（来源：北极星售电网 作者：Oksana）

这一方案的出台，不仅标志着国内首个分布式光伏“入市”具体方案正式落地，更为分布式光伏的未来发展指明了方向，拉开了其全面参与电力市场交易的序幕。

分布式光伏装机情况

近年来，我国分布式光伏呈现爆发式增长态势。

数据显示，2020年至2023年，全国分布式光伏新增装机分别为1552万千瓦、2928万千瓦、5111万千瓦、9629万千瓦，几乎每年都接近翻番。

2024年前三季度，分布式光伏新增装机已达到8522万千瓦，超过集中式光伏电站装机。

从发展规模来看，分布式光伏装机容量已占光伏总装机容量的近一半。截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量达到7.7亿千瓦，同比增长48.4%，其中分布式光伏3.4亿千瓦，占光伏总装机的44%。

从地区分布来看，江苏、浙江、广东、山东等省份在分布式光伏新增装机方面领跑全国。其中，江苏分布式光伏新增装机1375万千瓦，位居全国首位，占比16%；浙江新增装机804万千瓦，广东新增装机717万千瓦，山东紧随其后，新增装机714万千瓦。

分布式光伏新增装机前10名省份合计6516万千瓦，总占比达76%。分布式光伏新增装机排名前十省如下：

分布式光伏参与交易情况

今年10月，国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》中提到，国家建立健全支持新能源持续发展的制度机制，各地结合分布式光伏发电发展情况、电力市场建设进展等制定相应的配套政策。分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。

除河北南网之外，广东、江苏、浙江、安徽、上海和云南等地目前也已发文明确，分布式光伏可以参与绿电交易，且全部自愿参与，部分项目也在绿电交易中获得了相应溢价。

广东

2023年11月，广东发布新版《广东省可再生能源交易规则（试行）》，明确将参与绿电交易的发电主体从陆上风电、集中式光伏扩大至全部风电、光伏（含分布式）等可再生能源。此外新增绿电事后交易，进一步完善分布式项目参与绿电交易的相关机制。

目前，广东省已成功实施多个具有标志性的分布式光伏绿电交易案例。今年2月，广东省成功完成了首笔分布式新能源项目的绿电交易。此次交易中，粤泷发电公司屋面分布式光伏发电项目通过“集中竞价、事后交易”的新方式完成绿电交易，该项目1月发电量对应的绿色环境价值全量成交，获得额外收益近1300元。

3月，正泰安能旗下公司率先完成了2月绿电集中交易（事后），交易电量3.71万度，绿色环境价值溢价8.12元/MWh，成为全国首个参与绿电交易的户用光伏项目。

4月，华能新能源广东分公司完成户用分布式光伏首笔绿电交易，成为南方区域乃至全国第一批参与绿电的户用分布式光伏项目。4个户用光伏项目（茂名方略、高州二期、紫金、恩平）以“连续竞价、滚动撮合”的方式参与广东省3月绿电集中交易（事后），绿色环境价值成交价格8元/MWh，高于本场交易均价3.24%，成交电量达交易上限，项目综合结算电价达到461元/MWh，高于燃煤基准价。

据南方电网广东电网公司预计，2024年广东省绿电交易规模将突破65亿千瓦时，为分布式绿电交易提供了广阔的市场空间。

江苏

2023年12月，江苏发布关于开展2024年电力市场交易工作通知，指出省内分散式风电、分布式光伏在具备绿证核发条件并申请成功后可参加月内绿电交易，明确取得绿证是入市的基本条件。

今年2月，江苏发布分散式风电、分布式光伏市场注册及入市工作提示，文件提出分散式风电、分布式光伏进入市场的基本条件、流程，并明确直接参与交易的形式，即每个电站直接与售电公司或电力用户交易。

同月20日，江苏省分布式光伏绿电交易第一单落地，国网江苏综合能源服务有限公司以0.421元/度的成交单价，成功购入无锡轩禾光伏科技有限公司98MWh分布式光伏绿电，完成省内分布式光伏绿电交易“第一单”。

今年9月，江苏发布开展分布式新能源聚合参与绿电交易的通知，提出分布式光伏聚合交易，聚合商原则上参考售电公司资质，即聚合商与电站需要是不同法人主体。

11月1日，国网苏州供电公司完成了10月份分布式光伏电费的结算，包括以聚合方式参与的光伏电费，标志苏州地区的分布式新能源企业首次以聚合方式参与绿电交易取得成功。截至目前，苏州已有23家企业、47个分布式光伏机组参与了绿电交易，其中有11家企业的25个机组选择通过聚合方式完成交易。

目前，江苏省内南京、苏州、无锡、南通等地区已正式开展分布式光伏绿电交易，效果较好，然而交易主体较少，交易量不活跃，负荷聚合商尚处于起步阶段，企业面临一定的议价压力和收入风险。

浙江

今年5月，浙江发布绿电绿证市场化交易工作细则，省内分布式光伏、分散式风能发电项目可通过聚合形式参与绿电交易。

10月，《浙江电力中长期交易实施细则 绿色电力交易专章（征求意见稿）》明确，集中式新能源发电企业自主参与绿电交易，分布式新能源发电企业可以通过分布式新能源聚合商聚合方式参与绿电交易。

9月，山高新能源集团完成浙江省分布式光伏项目首次聚合交易，本次交易聚合了浙江省3个分布式光伏项目，9月份交易电量211MWh，预计年交易量2500MWh。

今年前9月，浙江组织了26场绿电交易，共有103家分布式聚合商聚合了23156个电源项目参与绿电交易，总交易电量超过20亿千瓦时。

安徽

今年4月，安徽启动分布式电站聚合交易试点，聚合商要求具有售电公司资质，交易中心提供代理合同模板，双方签署后需要在交易中心备案并执行。

11月，安徽发布扩大分布式光伏参与2024年绿电交易试点通知，提出省内全额上网或“自发自用，余量上网”的平价分布式光伏企业，可自愿参与2024年绿电交易。

10月，安徽省能源局发布《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）》，提到平价新能源企业（含分布式）原则上均应参与市场交易，分布式光伏可由虚拟电厂（仅能源聚合类）聚合参与交易，6MW及以上的分布式光伏可直接参与交易。

目前中长期实施方案还未正式发布，其与扩大分布式绿电交易的通知如何衔接，分布式光伏是否均应参与市场交易，还需要持续关注。

此外，上海、云南等地在相关规则中提到分布式参与绿电交易，但均是直接交易，没有聚合交易，暂时没有交易试点。

分布式光伏参与交易后收益如何？

过去，分布式光伏上网的电量由电网企业全额收购，电价执行的是相对稳定的燃煤标杆电价，这为分布式光伏项目提供了稳定的收益来源。然而，参与市场后，电价机制发生了根本性变化，由原本的固定电价转变为市场化电价，这意味着分布式光伏的收益将直接受到市场供需关系的影响。

据业内人士透露，当前光伏在电力市场中的度电价格普遍较低，基本在0.1元/度-0.2元/度之间，这一价格水平远不及各地燃煤标杆电价标准。以山东为例，过去电网保障性收购的燃煤标杆电价为0.3949元/度，而参与市场后，电价可能降至0.2元/度左右，降幅显著。此外，随着光伏发电量的不断增加，电力市场中还出现了中午电价低谷的现象，进一步加剧了分布式光伏收益的不确定性。

然而，江苏分布式光伏通过积极参与绿电交易，实现了收益的明显提高。过去余电由电网公司按照每度电0.391元的价格统购，参与绿电交易后，度电交易价增长0.03元左右。

以江苏某光伏项目为例，该企业利用其3万平方米的屋顶建设了分布式光伏系统，在参与绿电交易后，每月收益增加2940元。

这一实例表明，尽管市场化电价可能带来挑战，但通过合理的策略和管理，分布式光伏参与交易后，能够带来实实在在的收益提升。

分布式光伏参与交易的挑战与建议

长期以来，由于政策制度的不完善、市场机制和管理模式的滞后，分布式光伏难以取得实质性市场进展。为破解这一困局，业内人士提出了以下建议：

首先，强化“自发自用”成为提升分布式光伏项目经济性的关键路径。通过提高光伏项目的自用比例，不仅能够有效减轻对传统电网的依赖，还能显著提升项目的直接经济效益。这一策略有助于将新能源的不确定性风险分散到更广泛的用户群体中，从而增强整个系统的稳定性和可靠性。

其次，探索多元化商业模式对于分布式光伏“入市”后的持续发展至关重要。面对单纯售电收入难以支撑项目经济性的现实，建议通过配置储能系统、参与虚拟电厂、发展微电网、挖掘绿色环境价值以及探索“光伏+”模式等多种方式，来拓展分布式光伏的应用场景和价值空间。这些创新模式不仅有助于提升电能的时间价值，还能使分布式光伏更好地融入电力市场交易，提供调峰调频等辅助服务。

针对分布式光伏项目的差异化特点，业内人士强调需要进行分类执行和差异化入市机制设计。应重点推动增量分布式光伏入市，并建立与之相适应的市场交易机制；同时，确保存量分布式光伏，特别是户用项目与现有政策的有效衔接。根据接入电压等级的不同，应采取灵活的引导策略：对于高压接入主体，通过聚合方式直接参与市场交易；对于低压配电网接入主体，则通过市场价格信号引导其参与市场。随着机制的成熟，逐步放宽直接交易的准入条件，推动更多分布式光伏项目参与市场交易。

此外，政策支持与体制创新同样被视为保障分布式光伏健康发展的关键。政府应明确政策边界，推广合约交易模式，完善电力市场机制，并加强配电网建设。同时，探索县级供电体制改革，打造多方参股的平台，实现源网荷储、多能互补的一体化发展。

这些措施将有助于提升新能源消纳能力，推动分布式光伏项目更加灵活地适应市场需求，实现可持续发展。

分布式光伏如何参与电力市场？

分布式光伏如何参与电力市场？可参考河北南网近日公布的分布式光伏参与电力市场工作方案，文件中明确了分布式光伏分类、入市方式、注册条件、相关费用，以及推进时序。具体如下：

分类

1.工商业分布式光伏：利用公共机构及工商业厂房等建筑物建设的分布式光伏。

2.非自然人户用分布式光伏：企业利用居民住宅投资建设的分布式光伏。

3.自然人户用分布式光伏：自然人利用自有住宅投资建设的分布式光伏。

入市方式

1.直接参与市场：在电力交易平台注册，以发电主体身份报量、报价参与电力中长期、现货交易及绿电交易。

2.聚合商聚合参与市场：由具备资质的聚合商聚合后，代表分布式光伏参与市场交易。

3.价格接受者参与市场：不直接参与交易，根据市场均价进行结算，由电网企业代理购电。

注册条件

（1）分布式光伏市场注册：

a. 技术要求：需配备单独的计量表计，满足交易计量需求，并实现数据远程传输，与电力交易平台互联互通。

b. 注册与变更：需在电力交易平台完成市场成员注册，提供必要的身份认证、项目备案等信息，并动态更新相关信息；注册后除特殊情况外不得随意退市。

（2）聚合商参与条件与方式：

a. 技术要求：聚合商需具备分布式光伏运行和计量信息采集能力，与分布式光伏主体、调度机构、营销系统实现远程通信。

b. 注册与资质：聚合商需具有独立的法人资格，满足特定的资质要求（如资产总额、从业人员、经营场所等），并提交履约保函、保险等文件。

c. 聚合方式：聚合商与分布式光伏主体签订电子合同确立代理关系，以聚合单元为单位参与交易，通常聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。

相关费用

（1）系统调节成本：分布式光伏可能需要承担电网辅助服务费用，或履行配建储能义务，或租赁独立储能容量。

（2）输配电价：参与市场交易的分布式光伏需按照省级电网核定的输配电价执行，具体价格根据用户侧电压等级确定。

推进时序