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今年11月19日，河北省发改委发布《关于印发河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》（下称《通知》）。这是迄今首份最详尽的分布式光伏入市路线图，对其后全国范围内的分布式光伏入市，具有某种揭幕意义以及重要的参考价值。
然而，对于这一文件的具体要义和实际影响，相信大多数光伏人还是一头雾水。
01
文件细则
《通知》还明确了河北分布式光伏入市的时间表，如下：
02
什么是分布式光伏入市？为什么要入市？
究竟什么是“分布式光伏入市”？这是一个看似简单实则普遍存在的疑问。之前大家或许听说过这个名词，但没有深入了解的实际需求。但是现在不同了。
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？其实《通知》里已经给出了答案：为了提升新能源的消纳能力，逐步引导分布式合理承担调峰调频的消纳成本，促进新能源的健康发展，和全社会的低碳转型。
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。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。
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。
那分布式光伏电力“入市”，就能促进新能源消纳吗？
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。
实际上，2030年新能源的全面入市，早在2022年的1月28号国家发改委和国家能源局两部委《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，就有所表述。
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）》中再次提到，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。
近年来，也有多省已经在推进分布式光伏入市的尝试：除河北南网外，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。
03
期待#隔墙售电#
值得注意的，今年9月20日，江苏电力交易中心有限公司已启动了聚合商注册、分布式能源聚合试点业务。
目前，江苏省内已有多个由聚合商聚合参与电力市场化交易的分布式光伏项目落地。例如今年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，其中就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。
据了解，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。
只是从交易情况来看，目前分布式聚合商尚处于起步阶段，企业还面临着一定的议价压力和收入风险。
除此之外，分布式光伏入市后面临的更大不确定性来自于“买家是谁”。
从前的电网调度时代，分布式光伏电量全部交给电网，由电网居中调度送往最终买家。但随着新能源发电占比越来越多，统统甩给电网做“甩手掌柜”是再也不可能了。
有鉴于此，10月10日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，明确6MW以上的大型工商业光伏项目，“必须选择全部自发自用模式”，也就是不再被允许余电上网。
这里面就出现了矛盾冲突。按能源局要求，6MW以上的大型工商业光伏项目“必须选择全部自发自用模式”，不能余电上网；可河北南网的方案，却要求工商业分布式光伏全部入市，不上网又卖给谁去呢？
解题的关键就在于如何定义“全部自发自用”？自发自用，是说分布式光伏要就近消纳，而不能过度依赖电网去跨区平衡。6MW以上的大型工商业光伏先满足自发自用，自己用不了的电量，仍可以在配电网范围内送给周边的用电企业去使用，只要不上主网、不走输电网去跨区送电就都是可以的。
这也意味着，分布式光伏将来的大买家，将是隔墙售电用户。
俗称的“隔墙售电”模式由来已久，即在2017年10月底，国家发改委和国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），鼓励分布式光伏参与市场化交易，将电卖给配电网内就近的电力用户。
未来，为自发自用来创造条件，让分布式光伏在配电网范围内逐步实现“隔墙售电”，目前恰是各方正在积极探索的一大方向。
河南省的最新政策就是其中的代表性探索。5月底，分布式大省河南推出源网荷储一体化试点细则，提出要“推动‘源随荷动’的传统供电模式，向源、网、荷、储各环节协同一体化模式转变，提高新能源消纳能力，逐步探索构建离网型微电网，形成稳定的就地绿电供应”。
源网荷储一体化模式下，分布式光伏等绿色电力可以实现直供，该模式避免了分布式新能源向电网反送电的问题，极大程度上给电网“松了绑”，也为分布式光伏的自身发展开辟了空间。
04
收益变化
来源：银能新能源
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01
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02
什么是分布式光伏入市？为什么要入市？
究竟什么是“分布式光伏入市”？这是一个看似简单实则普遍存在的疑问。之前大家或许听说过这个名词，但没有深入了解的实际需求。但是现在不同了。
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？其实《通知》里已经给出了答案：为了提升新能源的消纳能力，逐步引导分布式合理承担调峰调频的消纳成本，促进新能源的健康发展，和全社会的低碳转型。
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。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。
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。
那分布式光伏电力“入市”，就能促进新能源消纳吗？
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。
实际上，2030年新能源的全面入市，早在2022年的1月28号国家发改委和国家能源局两部委《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中，就有所表述。
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）》中再次提到，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。
近年来，也有多省已经在推进分布式光伏入市的尝试：除河北南网外，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。
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期待#隔墙售电#
值得注意的，今年9月20日，江苏电力交易中心有限公司已启动了聚合商注册、分布式能源聚合试点业务。
目前，江苏省内已有多个由聚合商聚合参与电力市场化交易的分布式光伏项目落地。例如今年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，其中就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。
据了解，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。
只是从交易情况来看，目前分布式聚合商尚处于起步阶段，企业还面临着一定的议价压力和收入风险。
除此之外，分布式光伏入市后面临的更大不确定性来自于“买家是谁”。
从前的电网调度时代，分布式光伏电量全部交给电网，由电网居中调度送往最终买家。但随着新能源发电占比越来越多，统统甩给电网做“甩手掌柜”是再也不可能了。
有鉴于此，10月10日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，明确6MW以上的大型工商业光伏项目，“必须选择全部自发自用模式”，也就是不再被允许余电上网。
这里面就出现了矛盾冲突。按能源局要求，6MW以上的大型工商业光伏项目“必须选择全部自发自用模式”，不能余电上网；可河北南网的方案，却要求工商业分布式光伏全部入市，不上网又卖给谁去呢？
解题的关键就在于如何定义“全部自发自用”？自发自用，是说分布式光伏要就近消纳，而不能过度依赖电网去跨区平衡。6MW以上的大型工商业光伏先满足自发自用，自己用不了的电量，仍可以在配电网范围内送给周边的用电企业去使用，只要不上主网、不走输电网去跨区送电就都是可以的。
这也意味着，分布式光伏将来的大买家，将是隔墙售电用户。
俗称的“隔墙售电”模式由来已久，即在2017年10月底，国家发改委和国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》（发改能源〔2017〕1901号），鼓励分布式光伏参与市场化交易，将电卖给配电网内就近的电力用户。
未来，为自发自用来创造条件，让分布式光伏在配电网范围内逐步实现“隔墙售电”，目前恰是各方正在积极探索的一大方向。
河南省的最新政策就是其中的代表性探索。5月底，分布式大省河南推出源网荷储一体化试点细则，提出要“推动‘源随荷动’的传统供电模式，向源、网、荷、储各环节协同一体化模式转变，提高新能源消纳能力，逐步探索构建离网型微电网，形成稳定的就地绿电供应”。
源网荷储一体化模式下，分布式光伏等绿色电力可以实现直供，该模式避免了分布式新能源向电网反送电的问题，极大程度上给电网“松了绑”，也为分布式光伏的自身发展开辟了空间。
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收益变化
来源：银能新能源
