分布式光伏新政：入市交易 由点及面 值得期待

《分布式光伏发电开发建设管理办法》（文中简称《管理办法》），是基于新型电力系统及分布式光伏新变化、新特征、新趋势、新发展而作出的调整，体现了与时俱进、实事求是、规范治理的原则，有利于分布式光伏发电行业高质量可持续发展。“鄂电价格”将通过系列学习报告，分析政策的核心、要点，提出思考和建议，推动分布式光伏新政走深走实，促进分布式光伏发电“量增”“质升”。本文是学习报告之四：入市交易，由点及面，值得期待。

（来源：微信公众号“鄂电价格”）

新投光伏发电成本低至0.2元以下

发电成本是指生产单位电能（通常为1kW●h）所需的费用，即：发电成本=投入费用的总和/实际生产电能的总量。

光伏电站初始投资成本主要包括光伏组件、支架、逆变器、变压器、汇流箱、光伏电缆等设备费用及施工安装费、项目建设用地、项目管理、勘察设计、税费等。

中国光伏协会作为行业权威机构，早在2022年就发布了预测数据，据此可以推断光伏发电度电成本情况。

根据光伏协会预测，2024年组件价格预计是1.5元/瓦，对应的整体成本约3.6元/瓦，年均光照1200小时对应的光伏LCOE约0.25元/度。

2030年组件价格预计下降至1.1元/瓦，对应的整体成本约3.2元/瓦，年均光照1200小时对应的光伏LCOE约0.2元/度，较2024年降低了0.05元/度。

中国光伏协会：光伏电站全投资成本变化趋势

中国光伏协会：分布式电站发电成本

注：LCOE是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本（生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值），用于比较和评估可再生能源发电的综合经济效益。

上面是光伏协会的预测结果，组件等相关数据是基于2022年末估计的，其中预计2024年组件的价格1.5元/瓦、2030年组件价格1.1元/瓦。

但是，计划不如变化，由于技术进步和业态竞争等原因，市场往往比想象的来得更快更猛烈。

实际情况是，光伏组件价格下降速度超前，光伏度电发电成本也迅速降低。

根据国家能源局新闻发布会披露，光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，也就是说2025年光伏组件的价格提前下降了，较此前光伏协会预测的2030年的价格1.1元/瓦已经降低了36.36%。

由此不难判断，随着光伏组件及其产业链价格快速下行，光伏LCOE也大幅下降，光伏协会对应的LCOE成本起码前移6年，也就是说年均光照1200小时的地区2024年光伏发电成本都会低于0.20元/度（2030年的水平），预计在0.16元/度左右。

分布式光伏是否入市？

分布式光伏入市，“千呼万唤始出来”！但依然还是“犹抱琵琶半遮面”！

备受各方关注和期待的分布式光伏入市问题，在征求意见稿中有涉及，彼时的第36条提出“分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场”。并将分布式光伏发电项目参与电力市场相关落地方案交给地方：“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”。

但是《管理办法》正式文件中，将上述36条内容作了修改，删除了“分布式光伏发电项目按照国家有关规定参与电力市场"。

征求意见稿第36条提出的“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”也作了修改。

《管理办法》第34条提出：“分布式光伏发电可独立或者通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，电网企业及其调度机构进行调度应当做到公开、公平、公正，保障电网安全稳定运行”。

这显然又与征求意见稿第36条提出的“参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易”条款要求完全不同。

由此可见，《管理办法》在分布式光伏入市交易方面进行了模糊处理，宏观层面上没有对分布式光伏入市作出要求，基本上可以判断国家认为分布式光伏全面参与电力市场的时机还不够成熟。

但《管理办法》在两个点上实现了“入市”方面的突破：

一是《管理办法》第5条新增一项内容，“在电力现货市场连续运行地区，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场”。

二是在《管理办法》第15条新增一项内容，“允许大型工商业分布式光伏在电力用户负荷发生较大变化时，将项目调整为集中式光伏电站"。既然调整为集中式光伏电站，就给予其更多选择空间，可以参加市场化交易。

笔者以为，这是《管理办法》美中不足的地方，事实上，分布式光伏入市已经是箭在弦上，亟待给予政策支持，希望在后续配套文件中提出明确具体的政策规定和实施路径，以便于分布式光伏项目尽快入市。

分布式光伏如何入市？

由于近年来分布式光伏装机野蛮增长，随之而来的是低压承载力红色区域逐渐蔓延扩大、电网安全压力高悬、系统成本与日俱增，国内外专家学者一致建议尽快解决分布式光伏无序开发状态，将分布式纳入市场化交易范畴，即上网电量应与其他发电企业按照同样的交易规则进行市场化交易。

关于分布式光伏亟待入市，专家学者一致比较认可的理由有三：

首先，入市能为分布式光伏提供清晰的投资信号，杜绝无序投资状态。国网能源研究院企业战略研究所研究员张高表示，当前，入市主要是避免对分布式光伏的政策过补偿，推动分布式光伏回归理性发展。分布式光伏入市本质上来看与国家推动新能源入市的宏观政策保持一致，有利于引导发电侧各类电源平等参与市场。

其次，入市有利于分布式光伏平等承担责任，降低系统运行成本。上海电力大学智能电网技术研究协同创新中心主任谢敬东认为，分布式光伏入市的本质是其市场主体的回归。“分布式光伏发电卖给电力用户，其本来就是一个市场主体，只是由于其规模较小，政府为了激励其发展，让分布式发电享有了市场主体的权利，没有要求其承担市场主体的责任。但现在规模大了，这种责任就没法不承担了。”

再者，入市有利于电力系统安全稳定运行。求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江指出，余电上网部分电量充分传导电力系统的供需价格信号，从而实现电力供需的有效平衡。

高比例分布式光伏入市在国内外已有先例。

以德国为例，早在2017年，鼓励分布式电源就近加入平衡单元，但这种电力市场模式对我国集中式电力市场的适用性有限。

同样采用集中式模式的美国，其允许分布式光伏通过虚拟电厂等方式进行聚合，以统一经营主体形式集中参与市场交易。

2024年5月份，山东省能源局发布《关于<关于推进分布式光伏高质量发展的通知>有关事项的补充通知(征求意见稿)》，对总规模6MW以上的地面分布式、2023年12月19日之后备案的项目，余电上网部分，以“当月集中式光伏现货市场加权平均电价”结算。

2024年6月20日，河北省发展和改革委员会发布关于印发《河北省开发区分布式新能源高质量发展推进方案》的通知，其中提到，鼓励分布式光伏项目装配分时计量设备，在系统高峰时段按高峰电价结算，在低谷时段按低谷电价结算，合理反映分时发电价值。支持分布式光伏项目以独立或聚合的方式参与绿电交易，以市场化方式消纳。

此外，浙江、江苏等地也先后出台相关政策，明确分布式光伏可以以聚合方式参与绿电交易。

因此，建议国家层面加强研究，出台进一步细化分布式光伏入市方案，按日、按周、按月，逐步推进，让分布式光伏发展逐步融入全国统一电力市场大局，具体可从两个方面设计政策：

一是区分存量与增量，新老划断、分类施策设计入市政策和路径。基于分布式光伏发电度电成本今年来发生较大变化现状，对于存量自然人户用、非自然人户用及涉农投资性质的分布式光伏可继续沿用保障性收购政策，而存量一般工商业、大型工商业分布式光伏和新增分布式光伏可推动入市。

二是对分布式光伏可探索建立政府授权合约机制。按照上网电量比例给与政府授权合约，剩余电量参考市场交易均价进行结算。譬如部分省份在现货试运行阶段，对参与现货交易的新能源项目，按照60%比例执行保障性收购价（燃煤基准价）、40%比例执行现货交易均价。自有屋顶或附属设施开展自发自用项目建设是倾斜鼓励的。