一、分布式光伏入市进入倒计时！

最近，又一省级分布式光伏入市政策重磅落地了。

12月19日，山东省人民政府办公厅印发《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知。通知第一条第一款指出：

稳步推动新能源入市：

2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；

2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司按职责分工负责）

随着该文件的发布，“山东分布式光伏是否入市”这一问题，终是一锤定音了。

值得注意的是，就在11月19日，河北南网刚刚重磅发布了国内首个分布式光伏入市的具体方案《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》（以下简称《方案》），并同步公布了分布式光伏入市的时间表，在业内引起了不小的震动。

《方案》指出：以2030年新能源上网电量全面参与市场化交易为目标，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。

表：河北南网分布式光伏入市时间表

河北、山东方案的陆续出台，标志着分布式光伏项目全面参与电力市场交易的序幕已经被拉开。

二、什么是“分布式光伏入市”？为什么要“入市”？

所谓“分布式光伏入市”，是指【分布式光伏发电项目通过电力市场交易的方式，将产生的电力直接卖给电力市场，而不是通过传统的电网公司进行收购。这种方式使得分布式光伏发电项目能够直接参与电力市场的竞争，实现市场化交易。】

那这么多年过来了分布式光伏电力都没入市，为什么现在就非要入市呢？

我们知道，早期为了扶持分布式光伏的发展，国家开了很多绿灯，装机补贴，发电补贴，免税优惠、减免接网费用等，早期的光伏发电上网电价可以达到7、8毛。后来随着光伏产业的发展，光伏成本大幅下降，国家补贴逐渐退出，分布式光伏进入平价上网时代，按照燃煤标杆电价回收，但分布式光伏发电项目的卖电收益依然可观。

在重重呵护下，我国分布式光伏呈现爆发式增长态势：2020年至2023年，全国分布式光伏新增装机几乎每年都在翻番。

然而，分布式光伏装机规模高速增长的同时，其低压接入比例也存在过高的问题。截至2023年底，接入低压分布式光伏规模占比分布式光总装机接近75%。在电网承载力有限的基础上，多地“红区”持续扩大，消纳已成为分布式光伏亟待突破的难题。

例如河北，早在2022年11月，根据河北南网的初步摸排，以80%为接入上限，许多县就已经没有了分布式光伏消纳空间；今年第二季度，河北南网共104个县中，有53个县无分布式光伏接入空间；今年第三季度，河北24个县无分布式光伏接入空间。

山东的消纳形势则更为严峻。

图：截至2023年底，山东省136个县（市、区）低压配网接网预警等级以及接网消纳困难情况

据不完全统计，截至2024年目前已有11省超450地分布式光伏接入受限。

推进新能源电力入市，则是破解新能源消纳难题，构建高效、稳定、可持续的能源体系的重要途径之一。

推进分布式光伏电力“入市”，如何能促进新能源消纳？

原来，在电力交易市场，电价的高低由供需关系来决定，进入电力市场化交易的分布式光伏电力，不再是依照各省的标杆燃煤电价售出，而是由不同时段电力的供需情况决定：用电量多的时间段，价格就高，用电量少的时间段，价格就低。同时电力市场又通过价格信号的变化，来引导用户的用电消费习惯。

所以说，分布式光伏电力“入市”，的确是促进新能源消纳的一个重要途径。

除了山东和河北南网，近年来，还有多省在尝试推进分布式光伏入市：广东、江苏、浙江、安徽、上海和云南等地目前都已发文明确，分布式光伏可以参与绿电交易，且已有部分项目落地。

具体来看：

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。

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。

据了解，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。

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。

今年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211MW。

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。

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。

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。

分布式光伏入市成必然趋势，项目还能投吗？

从去年开始分布式光伏入市的热度不断发掘，到今年底山东、河北两省分布式光伏入市先后进入倒计时，这个话题其实引发了很多投资者的担忧：

分布式光伏项目入市以后，电价不确定了，电量也不确定了，风险是不是也就相对增加了？

的确，例如在收益方面，分布式光伏电力参与市场后，出售电价将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。

由于光伏电站只能在白天发电，如果不配储能的话，所发的电力无法留存，只能在白天卖出，卖不到晚上用电高峰期的高电价。而且当前随着光伏发电量的不断增加，中午电价低谷时段的现象已经 蔓延至十多个省份，这也进一步加剧了分布式光伏电力入市后收益的不确定性。

正因这种种原因，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。

但这也不意味着，以后项目就不能投了。

我们来看一些收益增长的例子：

今年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。

江苏某分布式光伏项目通过积极参与绿电交易，也实现了收益的明显提高。过去项目所发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。

这些实例表明，分布式光伏电力参与电力市场化交易后，通过合理的策略和管理，仍有可能实现收益的提升。尤其是随着分布式光伏入市的逐渐推进，或将培育出一批专业、优秀的聚合商企业，帮助更多分布式项目卖出好电价。

与此同时我们必须清醒地认识到：商品最终走向市场经济是事物发展的必然规律。光伏产业已经在相对保护的环境中发展了很长时间，未来的光伏项目不可避免地会面临电价波动的挑战。与其对电价的不确定性感到忧虑，不如集中精力思考如何应对和改变。

从山东、河北最近发布的政策文件来看，分布式光伏电力距离全面进入市场，还有几年的缓冲期，对于中间的过渡过程，政策也提供了一些参考的解决方案。

例如在山东此次发布的政策文件中，就详细阐述了入市后山东将采取六大措施，来促进新能源的消纳，包括建设配电网储能、扩大绿色电力和绿色证书的交易规模等。

除了这些常规做法外，文件还强调了要创新新能源的开发利用模式。具体来说，包括有序推进源网荷储一体化、建设绿色电力产业园、探索风光氢氨醇一体化开发建设以及虚拟电厂等新型模式。这些模式或将分布式光伏项目未来升级发展的关键方向，也是光伏投资者接下来需要重点关注和学习的方向。

附通知原文如下：

一、《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》

二、《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》